Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Геофизическое обеспечение поздних стадий разработки нефтяных месторождений на примере Волго-Камского региона

ВАК РФ 04.00.12, Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Геофизическое обеспечение поздних стадий разработки нефтяных месторождений на примере Волго-Камского региона"



о

£

Открытое акционерное общество "Татнефтегеофизика"

На правах рукописи

КОРЖЕНЕВСКИЙ АРНОЛЬД ГЕННАДЬЕВИЧ

Геофизическое обеспечение поздних стадий разработки нефтяных месторождений на примере Волго-Камского региона

Специальность 04.00.12 - Геофизические методы поисков и разведки месторождении полезных ископаемых

ДИССЕРТАЦИЯ

в виде научного доклада на соискание ученой степени доктора технических наук

1998

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Валиуллин Р.А.

- доктор технических наук Хаматдинов Р.Т.

- доктор технических наук, профессор Молчанов А.А.

Ведущая организация - Башкирский государственный научно-

исследовательский и проектный институт нефти - БашНИПИнефть

Защита состоится 9 апреля 1998 года в 11-30 часов на заседании диссертационного совета Д. 169.13.01 при ОАО НПП "Гере" по адресу: 170034, г. Тверь, проспект Чайковского, д. 28/2.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке НПЦ "Тверьгеофизика"

Автореферат разослан "3 ".м^Ш^и/ОЛ998 года

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук, профессор

Фионов А.И.

Важной тенденцией современного развития нефтяной отрасли является переход все большего числа крупных месторождений в позднюю стадию разработки, когда после перехода через уровень максимальной добычи, отбор нефти из разрабатываемых залежей закономерно снижается. Это наглядно прослеживается на примере Татарстана и Удмуртии.

Нефтяная промышленность Татарстана развивалась исключительно высокими темпами. Через 14 лет после открытия Ромашкинского месторождения Республика выходит на первое место в стране по добыче нефти и в 1970 году достигается 100-миллионный уровень добычи нефти в год. В последующем через 2 и 9 лет достигается добыча соответственно первого и второго миллиардов тони нефти. Хотя добыча при этом ежегодно снижается. Всего за время освоения нефтяных богатств в Республике открыто 90 месторождений, объединяющих более 2800 залежей, выявлено около 150 месторождений природных битумов и добыто более 2,6 млрд.т. нефти, 90 млрд.м3 попутного газа.

Высокие темпы увеличения объемов добычи нефти, в основном за счет разработки активных запасов высокопродуктивных месторождений при закачке больших объемов опресненной воды, привели к ухудшению структуры запасов. За период разработки нефтяных месторождений в Республике доля трудноизвлекаемых запасов увеличилась с 33 до 80%.

Интенсивно развивается нефтяная индустрия и в Удмуртии. На территории Республики открыто 78 месторождений, из которых 26 введено в эксплуатацию. В разработку вовлечено 79,5 % разведанных запасов, из которых около 60% относится к трудноизвлекаемым. Основные разрабатываемые месторождения находятся в эксплуатации более 20 лет и имеют выработанность запасов 55,4%. Из разрабатываемых месторождений часть (14 месторождений) находится в стадии падающей добычи.

В этих условиях для обеспечения разработки месторождений с высокими технико-экономическими показателями необходимы принципиально новые системы разработки, нетрадиционные способы и технологии, сочетающие многофакторные стимулирующие воздействия на продуктивные пласты для интенсификации добычи нефти и соответствующее новым условиям информационное геофизическое обеспечение разработки нефтяных месторождений.

В основу диссертационной работы положены результаты исследований соискателя в области промыслово-геофизических и гидродинамических методов исследований и испытаний скважин, разработки техники и методики воздействия на продуктивные пласты для интенсификации нефтепритока, создания новых технических средств и технологий геофизических исследований наклонных и горизонтальных скважин и способов повышения эффективности их эксплуатации. Соискатель, работая с 1968 года главным инженером предприятия, начальником отдела промысловой геофизики, главным инженером производственного объединения "Татнефтегеофизика", был руководителем и непосредственным исполнителем ряда научно-технических разработок. С 1996 г. он является научным руководителем по проблеме создания комплексной методики, технологии исследования, обработки и интерпретации геолого-геофизических данных при проводке и эксплуатации горизонтальных скважин. •

Диссертация основана на 68 опубликованных работах, включающих 18 изобретений (5 из них защищены патентами Российской Федерации) и 7 отчетах по опытно-методическим работам, которые посвящены решению широкого круга геолого-технических задач, геофизического контроля За разработкой нефтяных месторождений на поздних стадиях эксплуатации.

Общая характеристика работы

Актуальность. Поздняя стадия разработки нефтяных месторождений характеризуется следующими факторами:

• неуклонное снижение добычи нефти за счет истощения активно разрабатываемых и ухудшения структуры оставшихся запасов;

• прогрессирующее обводнение продуктивных пластов, приводящее к отключению скважин от действующего фонда;

• снижение эффективности геолого-технических мероприятий но обеспечению добычи нефти;

• увеличение физического износа скважин, экологические осложнения.

Необходимым условием замедления падения добычи нефти становятся обеспечение наиболее полной выработки охваченных заводнением активных запасов и ввод в эффективную разработку трудноиз-влекаемых запасов путем бурения новых скважин на разрабатывае-

мых площадях, отключение обводненных пластов из разработки и дальнейшее использование скважин для эксплуатации невыработан-ных объектов; поиск и внедрение новых систем разработки, в том числе с применением горизонтальных скважин (ГС), восстановление скважин нерентабельного фонда зарезкой боковых горизонтальных стволов (БГС).

Во всех современных технологических схемах добычи нефти, особенно при проектировании освоения трудноизвлекаемых запасов, предусматриваются варианты с использованием скважин с горизонтальными стволами.

Технология бурения горизонтальных скважин практически переходит из категории сложных в стандартную. АО "Татнефть" в 1998-99 гг. планирует бурить ежегодно по 50-65 горизонтальных скважин и по 110-130 боковых горизонтальных стволов для восстановления скважин старого фонда, а АО "Удмуртнефть" решило с 1.10.97 г. прекратить бурение вертикальных и наклонных скважин и перейти на строительство только ГС и БГС. При таких темпах развития горизонтального бурения решение проблемы геофизического информационного обеспечения процесса строительства и эксплуатации этих скважин имеет исключительно важное значение.

В этих условиях решение задач геофизических исследований в отдельных скважинах перерастает в актуальную проблему создания системы информационно-геофизического обеспечения разработки нефтяных месторождений с использованием различных категорий скважин.

Цель и задачи исследований

Цель работы. Создание системы геофизического информационного сопровождения разработки нефтяных месторождений на поздних этапах в условиях падающей добычи и широкого применения горизонтальных скважин на основе новых технических средств и технологий исследований скважин и воздействия на продуктивные пласты для интенсификации нефтепритока.

Задачи исследований. Для достижения поставленной цели были сформулированы и решались следующие задачи:

• изучение геолого-технических условий бурения скважин на разрабатываемых площадях в зонах интенсивной закачки воды для

оптимизации комплекса геофизических и гидродинамических исследований;

• разработка аппаратуры и изучение применения метода высокочувствительной термометрии на основе исследования стационарных и нестационарных тепловых полей для решения задач контроля за разработкой нефтяных месторождений;

• совершенствование геофизического контроля за разработкой нефтяных месторождений ц оптимизация комплекса исследований скважин на основе применения новых методов и аппаратуры для решения геолого-промысловых задач в действующих скважинах и в процессе их ремонта;

• развитие исследований по усовершенствованию технологии гидродинамического воздействия на продуктивные пласты в комплексе с кислотной обработкой, уплотнением перфорации, термогазохимическим и электрогидравлическим методами;

• изучение состояния геофизического сопровождения строительства и эксплуатации горизонтальных скважин, разработка новых технических средств и технологий исследований горизонтальных скважин;

• исследование горизонтальных скважин в динамическом режиме в процессе освоения их свабированием, компрессорным методом. Обоснование целесообразности применения глубокой перфорации в отдельных интервалах горизонтальных скважин вместо магниевых фильтров;

• развитие техники и технологии испытания горизонтальных скважин;

• создание информационной базы геофизического обеспечения разработки нефтяных месторождений наклонными и горизонтальными скважинами;

• обеспечение промышленного использования новых геофизических технологий на разрабатываемых месторождениях.

Научная новизна. На основе проведенных автором исследований и разработок выполнены технические и технологические решения по геофизическим и гидродинамическим исследованиям, внедрение которых решило проблему информационного обеспечения бурящихся и

эксплуатационных скважин на поздней стадии разработки нефтяных месторождений Татарстана и Удмуртии, в том числе:

1. Оптимизирован комплекс геофизических и гидродинамических исследований для решения задач контроля за разработкой нефтяных месторождений.

2. Разработана аппаратура и предложен метод высокочувствительной термометрии для решения задач контроля за разработкой нефтяных месторождений.

3. Усовершенствована технология гидродинамических воздействий на продуктивные пласты с целью интенсификации нефтеприто-ков.

4. Изучены технические возможности и недостатки существующих технологий геофизических исследований горизонтальных скважин и создан новый способ исследований горизонтальных скважин на основе применения жесткого геофизического кабеля.

5. Впервые выполнены исследования горизонтальных скважин с помощью жесткого геофизического кабеля в различных геолого-технических условиях в открытом стволе, в колонне, через насосно-компрессорные трубы, в стационарном и динамическом режимах работы скважин; проведена перфорация различными типами перфораторов, оценена перспектива применения кабельной технологии исследований горизонтальных скважин.

6. Обоснована и внедрена в производство технология поинтер-вального испытания горизонтальных скважин с помощью пластоис-пытателей на трубах с переходом (при необходимости) на пробную эксплуатацию отдельных участков.

7. Создана информационная база геофизического обеспечения разработки нефтяных месторождений наклонными и горизонтальными скважинами на основе применения новых технических средств и технологий исследований горизонтальных скважин.

Новизна предложенных автором технических и методических разработок защищена авторскими свидетельствами на изобретения.

Защищаемые автором научные положения и результаты.

1. Изменяющиеся в процессе разработки месторождений геолого-промысловые и геолого-технические условия требуют постоянного

совершенствования технико-технологических средств геофизических исследований скважин различных конструкций.

2. Существующие техника и технологии затрудняют эффективное проведение геофизических исследований в горизонтальных скважинах, поэтому необходимо создание новых, более эффективных нетрадиционных средств доставки приборов в горизонтальный ствол и технологий геофизических исследований.

3.Для улучшения гидродинамической связи продуктивных пластов со скважиной необходимо применение технологий многофакторного воздействия гидродинамическими, тепловыми, волновыми и термохимическими методами.

4. Оптимизированный комплекс геофизических и гидродинамических исследований и технологий для решения различных геолого-промысловых задач.

5. Оригинальный способ геофизических исследований наклонных и горизонтальных скважин в процессе их строительства и эксплуатации с помощью специального жесткого геофизического кабеля.

6. Параметрический ряд новых геофизических кабелей, обладающих повышенными техническими параметрами по прочности и жесткости для применения в горизонтальных скважинах.

Практическая ценность. Разработанные автором технические средства, способы, методики и технологии широко применяются при геофизических исследованиях бурящихся и действующих скважин на нефтяных месторождениях Татарстана и Удмуртии. Разработанные приемы, техника и методика гидродинамических исследований характеризуются технологичностью промышленного применения, сравнительно малой трудоемкостью, наличием информационного обеспечения количественной оценки получаемых результатов. Это позволило значительно расширить область эффективного применения пла-стоиспытателей для повышения продуктивности скважин.

Создание технологии исследований наклонных и горизонтальных скважин с использованием жесткого геофизического кабеля открывает новое направление в развитии нефтепромысловой геофизики. Решение проблемы доставки приборов в горизонтальные скважины создает благоприятные условия для обеспечения геофизической информацией строительства и эксплуатации горизонтальных скважин.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы неоднократно докладывались на различных научных конференциях и семинарах, опубликованы в научных изданиях (г. Сургут, 17-2-11.86 г.; г.Краснодар, 2-5.12.86 г.; г.Москва, 1517.10.89г.).

Результаты геофизических исследовании горизонтальных скважин доложены н обсуждены на семинаре-дискуссии по "Разработке нефтяных месторождений горизонтальными скважинами в АО "Татнефть" ( г. Альметьевск, 25.06.96), семинарах-совещаниях НК "Сиданко" по "Строительству горизонтальных скважин" ( г.Ижевск, 9-13.09.96 г., 29-30.10.97 г.), на семинаре -дискуссии по проблеме "Современная ядерная геофизика при поисках, разведке и разработке нефтегазовых месторождений" (г.Бугульма, 14-15.05.97 г.), на международном симпозиуме " Новая геофизическая техника для исследования бурящихся и действующих вертикальных скважин" (г. Уфа, 2324.04.97 г.), на семинаре-дискуссии "Проблемы первичного и вторичного вскрытия пластов при строительстве и эксплуатации вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин" (г. Уфа, 5-6.12.96 г.), на международной геофизической конференции и выставке (Москва, 1997 г.), на заседании Экспертного совета нефтяной промышленности Минтопэнерго по проблеме "Состояние и пути развития геофизических исследований в процессе строительства, испытаний и эксплуатации горизонтальных скважин" (г. Москва 8.07.97 г.).

Публикация. Для подготовки диссертации использованы результаты исследований соискателя опубликованные в 68 научных статьях, включающих 17 авторских свидетельств на изобретения, 5 из которых защищены патентами, и одну принятую ВНИИГПЭ заявку на изобретение.

Реализация результатов работы. Основные результаты диссертации внедрены АО "Татнефтегеофнзика" в производство работ на скважинах АО "Татнефть", "Удмуртнефть", "Лангепаснефтегаз". Оптимизированный комплекс геофизических и гидродинамических исследований внедрен на Ромашкинском, Ново-Елховском, Бавлинском и других месторождениях, находящихся в поздней стадии разработки.

Технология исследований горизонтальных скважин с помощью жесткого геофизического кабеля освоена и применяется в производственном режиме для исследований горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов АО "Татнефть" и "Удмуртнефть" с ию-

ня 1996 года. За 1996 год исследована 31, а в 1997 году - 230 горизонтальных скважин. Эти результаты свидетельствуют о том, что новые разработки автора успешно выходят на широкий производственный уровень.

В результате внедрения разработок соискателя на месторождениях Татарстана и Удмуртии получен экономический эффект более 165,0 млрд. рублей.

За творческое сотрудничество,, ценные советы и помощь в проведении исследований автор выражает глубокую благодарность и признательность проф., д.т.н. П.А. Бродскому, академику РАЕН д.г.-м.н. Р.Х. Муслимову, проф. д.г.-м.н. Е.Б. Грунису, проф. д.т.н. А.И. Фио-нову, проф. д.г.-м.н. Н.Ш. Хайрединову, д.г.-м.н. P.C. Хисамову, д.т.н., Р.Т. Фазлыеву, к.т.н. P.C. Латыпову, к.г.-м.н. А.Ф. Гильман-шину, к.т.н. Г.Н. Филиди и сотрудникам АО "Татнефтегеофизика" к.г.-м.н. В.Г. Рогожину, к.г.-м.н. Р.Ш. Хайретдинову, Р.И. Юсупову, М.Я. Аглиуллину, П.М. Кудашеву, В.Д. Емельянову, В.Д. Чухвичеву, Я.К. Нуретдинову, В.А. Новомлинову, A.A. Асатову, М.И. Мансурову, Е.М. Царуку, П.П. Киясову.

Содержание работы

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ЗАДАЧИ ГЕОФИЗИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ПОЗДНИХ ЭТАПОВ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ (3, 6, 8, 29, 62, 67)

Геологические и технологические задачи геофизического обеспечения разработки нефтяных месторождений формируются и видоизменяются в зависимости от этапов разработки. На начальных этапах в период роста добычи за счет освоения активных запасов наиболее продуктивных залежей основное внимание уделяется определению начальных параметров продуктивных пластов и потенциальных возможностей скважин. На более поздних этапах вводятся в разработку трудноизвлекаемые запасы, проводятся мероприятия по регулированию отборов жидкости и закачки воды по участкам залежи и пластам эксплуатационного объекта. Поэтому основными задачами геофизического контроля становятся исследования дебитов нефти и воды различных пластов в добывающих скважинах, приемистости пластов в нагнетательных скважинах, состояния заводнения эксплуатационного объекта в целом и раздельно по пластам, контроль за изменением

нефтенасыщенности разрабатываемых участков залежи и отдельных пластов.

1.1. Геологическая и технологическая характеристика объ-' ектов разработки

Все разведанные залежи нефти расположены в восточных районах Татарстана и являются типичными многопластовыми месторождениями платформенного типа, связанными с пологими структурными формами. Промышленно- нефтяными являются 26 стратиграфических горизонтов, из которых 9 - в терригенных отложениях и 17 - в карбонатных.

Основным базисным нефтеносным объектом являются пашийско-кыновские отложения терригенного девона. В них содержится 83, 5% разведанных запасов. Следующим по промышленной значимости объектом являются тульско-бобриковские отложения, содержащие 10,1 % разведанных запасов.

Нефтенасыщенная толщина основного базисного объекта в среднем составляет 7,3-11,0 м, пористость 20-22 %, проницаемость 0,3670,6 мкм2, вязкость нефти до 6г7 мПа-с, дебиты от 2,4 до 130 т/сут.

Бобриковские отложения имеют нефтенасыщенную толщину в среднем 2,7-3,6 м, пористость 18,8-25,0 %, проницаемость 0,261-1.3 мкм2 , вязкость нефти 12,4-30 мПа-с, дебиты скважин от 2,0 до 25 т/сут.

Верей-башкирские отложения имеют пористость 13-15 %, проницаемость 0,038-0,082 мкм2, вязкость до 90 мПа-с, дебиты скважин до 6 т/сут.

Пашийскогкыновские отложения содержат до 8-9 нефтеносных . пластов, характеризующихся различными коллекторскими свойствами и условиями залегания; бобриковский горизонт состоит из 2-4 продуктивных пластов; тульский - из 3-4 пластов.

Для разработки Ромашкинского нефтяного месторождения впервые было применено внутриконтурное заводнение для поддержания пластового давления (ППД). Особая роль при разработке малопродуктивных пластов отводится циклическому заводнению, применяемому в комплексе с переменой направления фильтрационных потоков жидкости в пласте. Этот метод является наиболее высокоэффективным

для регулирования выработки неоднородных пластов девона и карбона в различных геологических условиях.

Нефтяные месторождения Удмуртии также имеют сложное геологическое строение, объекты разработки - многопластовые с высокой послойной и зональной неоднородностью. Продуктивные пласты-коллекторы трещинно-порового типа, более 80 % запасов нефти приурочено к карбонатным коллекторам. Около 60 % запасов нефти относятся к трудноизвлекаемым, характеризуются высокой вязкостью, большим содержанием серы, смол и парафина.

Пористость продуктивных пластов месторождений Удмуртии изменяется от 10 до 33 %, начальная нефтенасыщенность - от 26 до 94%. Проницаемость колеблется от 0,098 до 0,285 мкм2. Эффективные нефтенасыщенные толщины варьируют от 0,4 до 4,6 м при количестве прослоев от одного до 20.

Сложные геолого-физические условия месторождений обусловили применение новых методов разработки.

Это технология повышения нефтеотдачи пласта методом импульс-нодозированного теплового воздействия (ИДТВ), предусматривающая циклическую закачку хблодной и горячей воды в строго расчетных объемах, обеспечивающих создание и поддержание в пласте оптимальной температуры для наиболее эффективного вытеснения нефти.

Технология теплоциклического воздействия на пласт (ТЦВП), обеспечивающая распределение закачки теплоносителя между центральной нагнетательной и добывающими скважинами, работающими периодически в режимах нагнетания и добычи.

Технология термополимерного воздействия на пласт (ТПВ), предусматривающая сочетание теплового воздействия на пласт с закачкой полимеров.

Технология разработки сложнопостроенных залежей системой горизонтальных (ГС) и горизонтально-разветвленных скважин (ГРС), позволяющая раскрыть потенциальную продуктивность нефтеносных объектов, существенно снизить и стабилизировать обводненность добываемой продукции, обеспечить увеличение продуктивности скважин в 4-5 раз.

Кроме технологий воздействия на пласт с латеральной направленностью широко применяются различные способы обработки при-скважинной зоны пластов для повышения продуктивности скважин.

Применение в промышленных объемах высокоэффективных тепловых, термополимерных, гидродинамических методов, горизонтального бурения и восстановления простаивающего фонда скважин за-резкой боковых горизонтальных стволов (БГС) является основой стабилизации добычи нефти на поздних стадиях разработки месторождений.

1.2. Задачи геофизических исследований по информационному обеспечению бурящихся скважин

Плотность сетки скважин оказывает решающее влияние на эффективность разработки нефтяных месторождений. На начальных этапах разработки геологические условия не препятствовали развитию буровых работ, пластовые давления не превышали гидростатические, разбуривались высокопродуктивные участки преимущественно вертикальными скважинами. На поздних этапах физико-химические условия существенно изменяются. Применение интенсивных систем заводнения на неоднородных расчлененных объектах обусловило неравномерный охват пластов заводнением и создало значительные перепады давлений между различными пластами, на отдельных участках пластовые давления превышают гидростатические на 25-50 %, что повлекло применение утяжеленных глинистых растворов до 1,4-1,6 г/см3.

Ухудшение геолого-физических условий в значительной мере усложнило и проведение геофизических исследований. Разделение нефтеносных и обводненных пластов по комплексу геофизических методов исследований в бурящихся скважинах на месторождениях, разрабатываемых с использованием различных систем заводнения, затруднено из-за идентичности электрометрических и нейтронных характеристик в условиях обводнения пластов опресненными нагнетаемыми водами. В слоисто-неоднородных пластах чаще обводняются наиболее проницаемые прослои, причем преимущественно в подошвенной части. Хуже или совсем не вымываются менее проницаемые прослои [8].

Для повышения достоверности результатов исследований необходимо детальное послойное изучение обводнения нефтеносных пластов с применением опробователен пластов на кабеле (ОПК), ядерно-магнитного метода (ЯМК), электромагнитного каротажа по затуханию (ЭМКЗ) и др. Эффективность метода ОПК в значительной мере определяется месторасположением точек отбора проб и их количеством.

Для правильного размещения точек отбора проб жидкости необходим метод ЯМК, дающий наиболее дифференцированную коллекторскую характеристику в слоисто-неоднородном разрезе.

Уверенные оценки нефтенасыщения вскрываемых бурением пластов в зонах интенсивной закачки воды можно получить только при достаточно широком комплексе геофизических методов, включающих методы ОПК, ЯМК, ЭМКЗ [8].

1.3. Задачи геофизических исследований по контролю за разработкой месторождений нефти

Оценка состояния и регулирование процесса разработки месторождений нефти невозможны без постоянного контроля таких параметров как дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин, пластовые и забойные давления, пластовая температура; определения текущего положения водонефтяного контакта в скважинах и текущих внешнего и внутреннего контуров нефтеносности залежи, определения направления движения жидкости (нефти, пластовой или закачиваемой воды) в пласте, оценки вертикальной и горизонтальной скорости движения жидкости в пласте, изучения характера изменения неф-тенасыщенности и величины коэффициента нефтеизвлечения, определения коэффициента вытеснения на заводненных участках залежи.

На начальных этапах разбуривания месторождений для определения характера насыщения пластов в открытом стволе скважин использовался электрический метод. Использование электрометрии позволяло оценивать нефтенасыщенность пластов, определять текущее положение ВНК, состояние заводнения коллекторов и положение контура нефтеносности.

На последующих этапах для оценки изменения нефтенасыщенно-сти коллекторов используются радиометрические исследования методами НТК, ННК, наведенной активности по натрию и хлору. С появлением импульсных методов возможности радиометрии для решения задач контроля за обводнением продуктивных пластов значительно расширились. Наиболее надежные результаты были получены при исследовании контрольных скважин.

Совершенствование систем разработки месторождений, усложнение геолого-технических условий проведения исследований обусловили интенсивное развитие нефтепромысловой геофизики. Появились новые методы исследований, новая аппаратура большого и малого

диаметра, позволяющие проводить исследования в стационарном и динамическом режимах, через насосно-компрессорные трубы и через межтрубное пространство [29].

1.4. Задачи геофизических исследований по техническому состоянию скважин

На поздних стадиях разработки месторождений состояние эксплуатационного фонда скважин приобретает особо важное значение. Старение фонда скважин, увеличение водоизоляционных работ привели к резкому увеличению количества ремонтов скважин.

Водоизоляционные работы являются одним из наиболее важных рычагов регулирования разработки месторождений, а отключение обводненных пластов из эксплуатации - решающее условие обеспечения высокой нефтеотдачи. Отключение обводненных пластов осуществляется только после всесторонней оценки их нефтенасыщенности по данным промыслово-геофизических, гидродинамических исследований и геолого-промыслового анализа.

Другим важным фактором усиления внимания к техническому состоянию скважин явилось ужесточение природоохранных требований при эксплуатации нефтяных месторождений. Причиной тому послужило низкое качество строительства скважин - недоподъем цемента за кондуктором, несоответствие конструкций скважин технологическим решениям системы эксплуатации месторождения, недоподъем цемента за эксплуатационной колонной до перекрытия перспективных нефтеносных и водоотдающих горизонтов и др.

Исходя из изложенного перед промысловой геофизикой ставятся следующие задачи:

- изучение технического состояния эксплуатационной колонны и" заколонного пространства;

- исследование гидродинамической сообщаемости различных зон и интервалов (заколонных перетоков);

- оценка результатов ремонтных работ.

Оценка герметичности колонн решается комплексом термометрии, расходометрии и шумометрии.

Наличие и качество цемента за эксплуатационной или кондукторной колоннами эффективно определяются методами акустической и гамма-плотностной цементометрии.

Основными методами для изучения заколонных перетоков являются методы высокочувствительной термометрии и шумометрии.

Для оценки результатов ремонтных работ наиболее широко применяются методы высокочувствительной термометрии, акустической и гамма-плотностной цементометрии. При исследовании в динамическом режиме используются методы потокометрии [3].

1.5. Интенсификация добычи исфтн

Повышение производительности скважин является неотъемлемой частью процесса разработки нефтяных месторождений. Эффективность технологических мер, применяемых для повышения нефтеотдачи пластов, имеющих площадное действие, в значительной мере зависит от совершенства гидродинамической связи пласта со скважиной [6].

Известно, что в процессе строительства, эксплуатации и ремонта скважин проницаемость прискважинной зоны (ПЗП) ухудшается, оказывая отрицательное влияние на дебит нефтяных и приемистость нагнетательных скважин. Методы повышения производительности ра-• боты скважин по своему назначению могут быть разделены на две группы:

- первая группа методов направлена на сохранение природной фильтрационной характеристики ПЗП при первичном и вторичном вскрытии пластов в процессе строительства и эксплуатации скважин;

- вторая группа включает методы, направленные на восстановление фильтрационных свойств пласта.

Направления решения этих вопросов, исходя из технических и технологических возможностей геофизических средств, рассмотрены в диссертационной работе, разработаны и предложены новые технические и технологические решения.

1.6. Задачи геофизических исследований горизонтальных скважин

Наиболее перспективным направлением решения проблемы увеличения добычи нефти и повышения нефтеотдачи продуктивных пластов считается система разработки месторождений с применением горизонтальных скважин. Применение ГС позволяет при снижении капитальных вложений (сокращение числа скважин в 2-4 раза) обес-

печить увеличение текущей добычи нефти и коэффициента нефтеизв-лечения. Несмотря на затянувшийся процесс развития горизонтального бурения в России, во второй половине 90-х годов в Татарстане и Удмуртии начато интенсивное строительство горизонтальных скважин и проблема проведения геофизических исследований этих скважин обозначилась крайне остро. В России вопросы геофизических исследований ГС решались ВНИИГИС (г. Октябрьский) и НПФ "Геофизика" (г. Уфа). Разработаны забойные телеметрические системы для навигационного сопровождения проводки ГС, аппаратурно-методический комплекс АМК "Горизонт" и технологические системы "Горизонталь 1-5" для исследований ГС. При бурении единичных ГС эти комплексы решали проблему ГИС, но при переходе к массовому бурению ГС и БГС стали необходимы новые более технологичные и эффективные технические средства и технологии для исследования этих скважин [62, 67].

На основе анализа технических возможностей и недостатков современных зарубежных и отечественных технологии соискателем в соавторстве с A.A. Корженевским и В.Н. Алейниковым разработан способ геофизических исследований горизонтальных скважин с помощью специального геофизического кабеля, обладающего повышенной жесткостью, что позволяет с помощью этого кабеля не только опускать приборы в скважину, но и проталкивать их на забой горизонтальных скважин. Разработка этого способа открывает новое направление в развитии нефтепромысловой геофизики, нацеленное на создание параметрического ряда специальных геофизических кабелей, разработку скважинных приборов и устьевых устройств, модернизацию спуско-подъемного оборудования применительно к новым техническим условиям проведения геофизических работ как в процессе строительства ГС, так в период их эксплуатации [57, 58].

Решению проблемы геофизических исследований ГС и БГС посвящена значительная часть диссертационной работы.

2. РАЗВИТИЕ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ПО ИССЛЕДОВАНИЮ БУРЯЩИХСЯ СКВАЖИН ПРИМЕНИТЕЛЬНО К ПОЗДНИМ ЭТАПАМ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (8, 13, 22, 25, 26, 40, 42, 44, 48, 49, 52)

На поздних стадиях разработки бурение дополнительных скважин ведется на старых площадях, разбуренных основной сеткой скважин.

В этих условиях большинство вскрываемых бурением нефтеносных песчаников обводнено закачиваемыми опресненными водами и задача разделения пластов по нефтеводонасыщенности достаточно уверенно может быть решена методами КС, БК и ИК при минерализации воды более 70-80 г/л.

Важным признаком разделения нефтеносных и обводненных пресной водой пластов является изменение амплитуды ПС. В пластах Ромашкинского месторождения, отличающихся значительной неоднородностью коллекторских свойств, замечены сдвиги на кривой ПС в интервале обводнения. Чаще они приурочены к контактам подошвенной части обводненных интервалов с прослоями глинистых пород, иногда не выделяющихся на кривых электрического каротажа. Имеются случаи ступенчатого сдвига кривой ПС в интервале слоисто-неоднородного пласта, разделяющегося на несколько отдельных прослоев, обусловленные обводнением подошвенной части каждого из пористых прослоев. Выявление сдвигов ПС осуществляется при сопоставлении кривых ПС и ГК.

Для разделения нефтеносных и обводненных пластов при отборе проб флюида опробователями пластов производится многокомпонентный анализ растворенного газа. На ранних этапах обводнения пластов было для них характерно аномальное содержание метана до 60 %. Позднее этот критерий и величина суммарного содержания углеводородных газов потеряли свою информативность. Критерием обводнения стало повышенное содержание непредельных углеводородов и превышение содержания нормальных пентанов над содержанием изопентанов. Ценную информацию при работе с ОПК несут измерения пластовых давлений и удельное электрическое сопротивление отбираемых проб жидкости. Метод ОПК в дальнейшем получил развитие в зондировании пласта отбором проб разного объема, в режиме гидродинамического каротажа - регистрации гидродинамических параметров в исследуемом интервале с последующим отбором проб в интересующем объекте. Вопросы разделения пластов по нефтеводонасыщенности в Татарии в условиях закачки поверхностной опресненной воды для поддержания пластового давления детально изучались Е.Б. Грунисом, М.З. Юсуповым, В.М. Кузьминым.

Метод ОПК был включен в обязательный комплекс ГИС для изучения обводненных пластов в бурящихся скважинах.

Для расширения методических возможностей метода ОПК для выделения обводненных пресной водой пластов в условиях высокого содержания остаточной нефти и значительном проникновении в пласт фильтрата бурового раствора, обработанного нефтепродуктами, соискателем совместно с Е.Б. Грунисом и В.М. Кузьминым проведены экспериментальные исследования по оценке информативности ионного состава жидкой фазы проб, отбираемых опробователем. Изучение компонентного химического состава пластовых и закачиваемых вод, а также процессов окисления углеводородов в условиях высокого содержания в закачиваемых водах кислорода воздуха (Е.Ф. Станкевич, 1962 г.) позволило предположить, что пробы жидкости из обводненных пластов должны характеризоваться аномальным содержанием сульфат-ионов [8].

Высоко минерализованные (до 300 г/л) пластовые воды разрабатываемых пластов девона и карбона Волго-Уральской нефтеносной области преимущественно относятся к хлоркальциевому типу и поэтому могут содержать минимальное количество сульфат-ионов.

В нагнетаемой воде гидрокарбонат-сульфат-натриевого или гидрокарбонат-кальциевого состава содержание сульфатов достигает 40 % общей минерализации. Кроме того, при движении пресной воды по пласту она обогащается сульфатами под влиянием процессов, связанных с деятельностью сульфатвоссганавливающих бактерий, с растворением сульфатсодержащих минералов и др.

При вскрытии пластов с использованием бурового раствора, основу которого составляют поверхностные воды, в пробах жидкости, отбираемых опробователем из зоны проникновения фильтрата, также может быть высокое содержание сульфат-ионов. Однако в работе Э.М. Халимова, Э.М. Юлбарисова (1981 г.) показано, что содержание сульфат-ионов в пресных закачиваемых в залежь водах выше, чем в попутно добываемых водах из тех же залежей.

Экспериментальными исследованиями проб жидкости, отобранных ОПК из интервалов, различных по характеру насыщения пластов и из бурового раствора по 28 скважинам Ромашкинского месторождения установлено, что содержание сульфатов в пробах из обводненных пластов изменяется от 400 до 800 мг/л, а в пробах из нефтеносных пластов и из бурового раствора в большинстве случаев не превышает 400 мг/л. Этот критерий был взят в качестве дополнительного поис-

кового признака для выделения обводненных пресной водой интервалов при исследовании ОПК.

Для разделения обводненных и нефтенасыщенных пластов по диэлектрической проницаемости был опробован метод волнового диэлектрического каротажа, однако при наличии больших зон проникновения метод оказался неэффективным [8].

По мере увеличения процента обводнения добываемой продукции возрастает доля добычи и закачки в продуктивные пласты воды повышенной минерализации, замыкая цикл добыча-закачка. Происходит естественный процесс постепенного замещения в системе ППД пресной воды на минерализованную воду, что облегчает решение проблемы контроля на качественном уровне за вытеснением нефти из продуктивных пластов геофизическими методами.

Среди методов ГИС, применяемых для изучения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, особая роль отводится ядерно-магнитному методу. Метод ЯМК является единственным, показания которого прямо связаны с коллекторскими свойствами исследуемого разреза и зависят от количества свободного, способного к фильтрации по пласту флюида. Он позволяет в терригенно-карбонатном разрезе решать следующие задачи:

• выделять газо-, нефте- и водонасыщенные коллекторы независимо от литологии;

• детально дифференцировать разрез по фильтрационно-емкостным свойствам;

• определять проницаемость и эффективную пористость;

• выявлять пласты, насыщенные вязкой (малоподвижной) нефтью;

• прогнозировать получение притока и определять потенциальную продуктивность;

• оценивать качество первичного вскрытия продуктивных пластов.

Объемы исследований методом ЯМК в Татарстане и Удмуртии доходили до 1000-1300 скважин в год [13,42, 52].

В АО "Татнефтегеофизика" разработан метод измерения удельных электрических сопротивлений горных работ в скважинах, получивший название ЭМКЗ - электромагнитный каротаж по затуханию.

Сущность метода заключается в измерении величины затухания горизонтальной составляющей высокочастотного электромагнитного поля путем деления сигналов, снимаемых с двух измерительных катушек. Большая глубинность, высокая разрешающая способность выделения пластов в тонкослоистом разрезе и определение удельного электрического сопротивления горных пород - достоинство метода.

Аппаратура ЭМКЗ позволяет осуществлять одновременную регистрацию УЭС разноглубинными зондами и диаграмму ПС. В комплексе с разноглубинными методами БК, ИК метод ЭМКЗ позволяет изучать изменение удельного электрического сопротивления в радиальном направлении и выделять интервалы, обводненные пресной водой. Метод ЭМКЗ находит применение в Татарстане для исследований скважин, бурящихся на разрабатываемых площадях, и взят за основу при разработке комплексного прибора "Темп" НПФ "Геофизика" (г. Уфа) [48].

Важную роль в повышении достоверности результатов ГИС бурящихся скважин, особенно при изучении карбонатных коллекторов, выполняют метод отбора образцов горных пород сверлящими керно-отборниками и испытания пластов трубными пластоиспытателями. Применение высокопроизводительных керноотборников СКТ-ЗМ (Г.Н. Филиди, ВНИИГИС) позволило производить отбор до 12 тысяч образцов горных пород в год. Отбираемые образцы используются для изучения коллекторских свойств методом ядерно-магнитного резонанса, определения флюидонасыщения, элементного состава, результаты которых учитываются при интерпретации ГИС и являются основой для уточнения петрофизических зависимостей [49].

Оснащение геофизических служб испытателями пластов на трубах позволило оперативно дополнять в'сложных случаях результаты ГИС испытаниями пластов. Развитие техники и технологии испытания пластов в Волго-Уральском регионе осуществлялось при активном участии соискателя. Решены организационные вопросы, разработаны новые конструкции испытателей и технологии проведения испытаний. Для испытания слабопроницаемых коллекторов применена технология "приток-импульсное воздействие - испытание", разработанная с участием соискателя [44].

Техническая успешность проведения работ с пластоиспытателями для изучения флгаидонасыщенности пластов составляет 96 %, а технологическая успешность - 98,4 %. Объем исследований пластоиспы-

тателями для уточнения коллекторских свойств и насыщенности пластов составляет около 10 % от количества пробуренных скважин.

Соискателем предложено применение пластоиспытателей для целевых исследований фильтрационных свойств горных пород в водо-нефтяных зонах быстрообводняющихся месторождений с целью выявления вертикальной трещиноватосги. Суть технологии заключается в наблюдении за прохождением депрессионного возмущения по трещинам породы при использовании многопакерной компоновки испытательного оборудования. Наиболее предпочтительной является трехпакерная компоновка. Крайними пакерами локализируется объект испытания. Между верхним и средним пакером создается депрессия, происходит приток флюида и по диаграмме давления, отражающей процесс испытания, определяются гидродинамические параметры испытываемого интервала. Одновременно с процессом испытания осуществляется контроль за изменением давления в интервале между средним и нижним пакером и определяется наличие вертикальной гидропроводности в исследуемом объекте [40].

В зависимости от состояния стенок скважины рекомендуются две конструкции среднего пакера:

• стандартный пакер ПЦ-146 с системой контроля герметичности пакеровки [25];

• пакер с двумя резиновыми элементами, разделенными распорной втулкой и системой автономной регистрации изменения давления локализованных зонах исследуемого объекта [22].

Применение таких пакеров в определенных условиях обеспечивает решение задачи и при использовании двухпакерной компоновки испытателя.

Наличие вертикальной гидропроводности (трещиноватосги) устанавливается на основе сравнения диаграмм давления.

Соискателем рассмотрены возможности оценки проницаемости горных пород путем создания репрессии на пласт. Такой технологический прием технически может быть осуществлен практически с любым числом циклов испытаний (гидродинамический каротаж на трубах).

Оборудование для реализации предложенного способа состоит из поршневого устройства, позволяющего после пакеровки создавать повышенное давление в исследуемом интервале; испытателя пластов,

пакера с двумя резиновыми элементами; приборного патрубка с автономными манометрами и уравнительного клапана [26].

В целом для исследований бурящихся скважин в АО "Татнефтегеофизика" применяются методы ПС, КС, ДС, БК, ИК, ГК, КНК, ЯМК, ГГКп, ОПК, СКО и ИПТ в соответствии с утвержденным комплексом для различных категорий скважин, который был разработан с участием соискателя. Результаты исследований обрабатываются и интерпретируются в автоматизированном режиме на ПЭВМ [50].

Геологическая эффективность по выявлению пластов-коллекторов и оценке их насыщения составляет 0,975; однозначность заключений - 0,986, коэффициент подтверждения геофизических заключений результатами испытаний - 0,978.

З.РАЗВИТИЕ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ МЕТОДОВ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ (1, 2, 21, 24, 27, 29, 36, 47, 50)

Для контроля за разработкой нефтяных,месторождений применяется комплекс геофизических методов, включающий ГК, НГК, ННК, ИНК, РГД, ДГД, ВГД, термометрию, ГГП, СТД, метод наведенной активности кислорода и закачку меченной жидкости. Этот комплекс позволяет контролировать продвижения ВНК и контуров нефтеносности, изучать эксплуатационные характеристики пластов, выявлять обводненные интервалы и устанавливать причины обводнения, заколон-ные перетоки в нагнетательных и добывающих скважинах.

В 1982 году с участием автора диссертации был разработан и принят оптимальный комплекс ГИС для решения различных задач разработки нефтяных месторождений, что позволило повысить эффективность и улучшить организацию геофизических работ. Основой комплекса исследований заводнения пластов являются импульсные нейтронные методы, широкое внедрение которых позволило установить важнейшие особенности заводнения пластов, способствовало созданию системы контроля за разработкой и обеспечило повышение эффективности работ по изоляции обводненных пластов [29].

Определение ВНК и контуров нефтеносности в условиях высокой минерализации решается с эффективностью близкой к 100 %. При

опреснении пластовых вод эффективность значительно снижается и результаты исследований могут быть неоднозначными.

Определение заводненных пластов, источника обводнения и профиля притока жидкости в действующих скважинах осуществляется с эффективностью 70-90 % [36].

Наличие заколонных перетоков и техническое состояние колонн в нагнетательных и добывающих скважинах решается в большинстве случаев успешно.

Результаты контроля за изменением насыщенности пластов методами радиометрии достаточно эффективны в условиях неперфориро-ванной колонны. При исследовании продуктивных коллекторов, частично или полностью вскрытых перфорацией, в условиях неработающей скважины получить положительные результаты практически не удается из-за глубокого проникновения жидкости из скважины.

Важную роль в осуществлении контроля за разработкой месторождений выполняют оценочные скважины, пробуренные в выработанной зоне нефтяной залежи. По этим скважинам при частичном заводнении коллектора определяется коэффициент остаточной нефтенасы-щенности, а при полном обводнении определяется остаточная нефте-насыщенность и коэффициент нефтеотдачи. Установлено, что для условий однородного пласта при вытеснении нефти водой по всей толщине пласта коэффициент нефтеизвлечения может достигать 0,65-0,7 (Р.Х. Муслимов, Э.И. Сулейманов и др.).

Для количественной оценки параметров выработки и фильтрационных характеристик пластов в АО "Татнефтегеофизика" разработаны и внедрены:

• метод определения остаточной нефтенасыщенности заводненных пластов, основанный на измерении декремента затухания плотности тепловых нейтронов при закачке в пласт растворов различной минерализации (М.Х. Хуснуллин, Л.Н. Воронков) [36];

• метод определения текущей нефтенасыщенности продуктивных пластов и прогнозирования начальной доли нефти в продукции скважин путем закачки растворов разной солености (М.Х. Хуснуллин) [36].

Опыт показывает, что система контроля заводнения коллекторов включает три стадии. На первой стадии создается сеть контрольных

неперфорированных скважин для изучения особенностей заводнения отдельных участков и месторождения в целом радиометрическими методами. На Ромашкинском месторождении было 79 таких скважин. На второй стадии бурятся контрольно-эксплуатационные скважины, по которым осуществляется эксплуатация слабовырабатываемых пластов и геофизический контроль за обводнением активно разрабатываемых высокопроницаемых пластов. На Ромашкинском месторождении было около 500 таких скважин, по результатам исследований которых осуществлялся анализ выработки запасов, определялся коэффициент вытеснения нефти водой и решались другие задачи. С помощью импульсных нейтронных методов в ряде скважин были выявлены факты вытеснения нефти закачиваемой водой в водоносную часть залежи. В более поздний период , когда происходит массовое обводнение скважин, необходимо определять источник обводнения по всем обводненным скважинам, выявлять тупиковые и застойные зоны, определять параметры для оценки нефтеотдачи, построения карт остаточной нефтенасыщенности [29,50].

Перспективным направлением повышения эффективности методов промысловой геофизики для контроля за эксплуатацией нефтяных залежей является возможность использования высокочастотных методов электрометрии - индукционного и диэлектрического для исследования скважин с креплением ствола в интервале продуктивных отложений стеклопластиковыми трубами. Методами высокочастотной электрометрии в скважинах со стеклопластиковыми хвостовиками осуществляется контроль за динамикой выработки неперфорированных пластов по изменению удельной электрической проводимости и диэлектрической проницаемости по времени, количественно определять текущую и остаточную нефтенасьнценность при минерализации воды более 1.0 г/л (В.Г. Дворецкий) [47, 50].

Проектными документами в Татарстане предусматривается в дальнейшем равномерное распределение скважин со стеклопластиковыми хвостовиками на разрабатываемых площадях в количестве до 10-15 % от проектного фонда для проведения в них контроля за текущей нефтенасыщенностыо и динамикой заводнения пластов в скважинах различного назначения - добывающих и нагнетательных с перфорированными пластами, наблюдательных и контрольных с непер-форированными пластами, контрольно-эксплуатационных и контрольно-нагнетательных с перфорированными и ^перфорированными пластами.

3.1. Термометрические исследования при контроле разработки и технического состояния скважин

Термометрия как один из методов геофизических исследований скважин направлена на решение целого ряда задач, связанных с изучением как технического состояния скважин, так и термодинамики нефтегазового потока в пласте и скважине.

Термометрические исследования для контроля за тепловым режимом разрабатываемых месторождений на начальном этапе проводились малочувствительными и инерционными электротермометрами и не раскрыли потенциальных возможностей термометрии.

С появлением во второй половине 60-х годов высокочувствительных термометров типа ТЧГ (ТатНИПИнефть), ЭТСМ-2, разработанного соискателем в соавторстве с А.Е. Красновым /1,2/, метод высокочувствительной термометрии получил широкое применение для исследований скважин в динамическом (рабочем) режиме. Высокочувствительными термометрами уверенно регистрировались тепловые аномалии, обусловленные эффектом Джоуля-Томпсона в добывающих скважинах, баротермическим эффектом при возбуждении скважины компрессором, процессами пуска и остановки скважины, термоаномалии от закачки поверхностных вод и др. Термометрия в комплексе с гамма-методом и расходометрией стала широко применяться для определения профилей приемистости, изучения технического состояния эксплуатационных колонн, выявления заколонных перетоков в нагнетательных скважинах, выявления работающих пластов в добывающих скважинах. Объемы исследований этими методами достигали до 45 тысяч в год.

3.2. Гидродинамические методы контроля

На поздних стадиях разработки месторождений значительно возрастает роль гидродинамических методов исследований, увеличиваются их объемы и расширяется комплексирование с другими методами. Широкое применение находят глубинные расходомеры, влагомеры, дебитомеры, термометры, манометры для фонтанирующих и глубинно-насосных скважин.

Для выполнения геофизических и гидродинамических исследований в рабочем режиме скважин в АО "Татнефтегеофизика" при науч-

по-техмическом руководстве соискателя разработаны и организовано производство малогабаритных генераторов нейтронов, приборов PK различных модификаций, комплексных приборов ГДИ-2, ГДИ-4 и др.

Диссертантом совместно с М.Х. Хуснуллиным , JI.H. Воронко-вым, В.Г. Рогожиным , P.A. Хуснуллиным и др.

• разработаны и опробованы метод и аппаратура для измерения расхода жидкости в скважинах, основанные на создании в потоке теплового импульса и регистрации времени переноса его от импульсного источника тепла до измерительного датчика. Скорость переноса теплового импульса связана с расходом жидкости. Импульсный расходомер позволяет измерять с относительной погрешностью 10 % в режиме дебитомера - от 0,6 м3/сут и выше, в режиме расходомера от 10 м3/сут и выше [21, 27];

• разработаны способ и устройство для доставки геофизических приборов на кабеле в нагнетательные скважины при высоком давлении на устье [24].

Гидродинамические исследования позволяют решать задачи определения пластового и забойного давлений, продуктивности, дебита и обводненности скважин, определения работающих пластов в добывающих и нагнетательных скважинах, проводить межскважинные исследования с помощью волн давления для изучения гидропроводно-сти и пьезопроводности.

Объемы исследований в 80-е годы достигали до 5-7 тысяч операций в год.

В целом комплексом промыслово-геофизических, гидродинамических и геолого-промысловых методов при контроле за разработкой нефтяных залежей успешно решаются задачи по оценке продвижения водонефтяного контакта и контуров нефтеносности; определению направления и скорости движения жидкости в пласте; выявлению невы-работанных пластов и участков залежи; выявлению оттоков нефти в законтурную область залежи; определению заводненного объема и коэффициента нефтеотдачи на различных стадиях разработки; решению задачи по определению технического состояния скважин и источника обводнения.

4. МЕТОДЫ И ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИСКВАЖИ1ШУЮ ЗОНУ ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ РАБОТЫ ПЛАСТА (5, 6, 9, 10,11, 14, 20, 22, 32, 35, 38, 41, 43, 44, 60, 64)

Совершенство гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной в значительной мере определяет продуктивность работы скважин, уровень использования потенциальных возможностей пласта и эффективность разработки месторождения в целом.

Существует большое разнообразие методов воздействия на при-скважинную зону (ПЗП), которые сочетают наиболее характерные особенности - химические, механические, тепловые. В последние годы все более широкое промышленное применение находят акустические, гидродинамические, электро'гидравлические и другие методы.

В АО "Удмуртнефть" взято направление на разработку и внедрение комплексных технологий, сочетающих физико-химические, тепловые и гидродинамические факторы, позволяющие за счет сложения эффектов каждого из них усилить конечный результат. Эта технология ОПЗ на основе жидкофазного окисления легких .углеводородов, искусственные кавернонакопители нефти, щелевая пескоструйная перфорация, гидроударное воздействие на пласт раствором кислоты.

В АО "Татнефть" применяется более 20-ти различных видов ОПЗ. До конца 70-х годов методы ОПЗ применялись, в основном, для восстановления приемистости нагнетательных скважин. С начала 80-х годов в связи с разбуриванием залежей в карбонатных коллекторах, как правило, низкопроницаемых и низкопродуктивных, доля работ по ОПЗ добывающих скважин стала возрастать. В год обрабатывается до 1500 скважин различными методами ОПЗ, из них около 50 % составляют химические методы (СКО, НСКО, ИКНН); 25 % - физические методы (многократные депрессионные воздействия пластоиспытате-лями, УОС (струйный насос), виброволновые методы, гидродинамический генератор колебаний (СГГК), электрогидравлическое воздействие (ЭГВ), сейсмоакустика, гидравлический разрыв пласта (ГРП); остальное составляют - тепловые и термохимические виды ОПЗ (ТГХВ, термобароимплозионное воздействие) и другие.

Из общего объема работ по ОПЗ около 50 % выполняются силами и техническими средствами геофизических предприятий.

4.1. Развитие методов повышения производительности

скважнн как одно нз основных направлении интенсификации добычи нефти

4.1.1. Технология эффективного вскрытия продуктивного пласта

Одним из важнейших условий эффективной разработки нефтяных месторождений является высокое качество вскрытия продуктивных пластов, не допускающее ухудшение естественной фильтрационной характеристики коллектора. Существующие технологии первичного вскрытия пластов в условиях репрессии при бурении и цементаже - до 10 МПа, гидроударных воздействий при спуске буринструмента, образования зон кольматации, проникновения фильтрата бурового раствора, приводят к снижению фазовой проницаемости для нефти в 7-10 раз (по данным ТатНИПИнефть).

По результатам исследований разноглубинными геофизическими методами, выполненными в АО "Татнефтегеофизика", для терриген-ных отложений девона фактический дебит составляет от 0,19 до 0,4 от потенциального, при этом степень ухудшения продуктивности возрастает по мере снижения коллекторских свойств. В этих условиях вопросы первичного вскрытия пластов приобретают первостепенное значение.

В этом направлении наметились реальные пути повышения совершенства вскрытия пластов, которые рассмотрены в диссертационной работе.

1. Вторичное вскрытие продуктивных пластов в целях сохранения эксплуатационной колонны и цементной крепи предпочтительно проводить только корпусными кумулятивными перфораторами, наиболее близкими по диаметру к перфорируемой колонне [35].

2. Для снижения фугасного воздействия, очистки перфорационных каналов от остатков кумулятивной воронки, флегматизирующих наполнителей заряда ВВ, крупиц горной породы, улучшения проницаемости уплотненной зоны пласта, окружающий перфорационные каналы, перфораторы должны иметь депрессионную камеру (гаситель фугасного воздействия). Применение перфораторов с депрессионной камерой повышает до 30 % продуктивность скважин (данные АО "Пермнефтегеофизика", "Татнефтегеофизика") [64].

3. Для достижения максимального гидродинамического совершенства при вторичном вскрытии продуктивных пластов в условиях

ухудшенной проницаемости прискважинной зоны необходимо применение кумулятивных зарядов, имеющих пробивную способность до 650 мм и более.

При использовании зарядов с пресспорошковыми кумулятивными воронками надежно пробивается зона кольматации, перфорационные каналы не засоряются остатками металлической воронки, создается зона дренирования перфорационными каналами, достигающая 6-7 диаметров скважины, выполняя в определенной мере роль искусственных кавернонакопителей.

4. Для предупреждения образования трещин в породах и цементном камне применяется бесперфораторное вскрытие с использованием фильтров с магниевыми заглушками. Этот способ является далеко не лучшим техническим решением проблемы вторичного вскрытия, так как не гарантировано 100 % разрушение магниевых заглушек с помощью кислоты и для разрушения цементного камня требуется создание избыточного давления. Тем не менее метод решает задачу вскрытия пластов в условиях водонефтяных и газонефтяных зон [53].

5. Наиболее перспективным из методов вторичного вскрытия, сохраняющих колонну и цементный камень, является оверлящая перфорация. Современные отечественные сверлящие перфораторы (Г.Н. Филиди, ВНИИГИС) обеспечивают выход сверла до 45-70 мм; имеют систему контроля за процессом сверления и поворотное устройство для кругового сверления отверстий. Сверлящая перфорация обеспечивает безводный период эксплуатации скважин при увеличении коэффициента удельной продуктивности по нефти по сравнению с кумулятивной перфораций в 2-5 раз. Объем работ сверлящими перфораторами в АО "Татнефтегеофизика" составляет до 10-12 тысяч отверстий при средней плотности 4 отверстия на п/метр [35].

6. Важным фактором повышения эффективности вторичного вскрытия является выбор жидкости для заполнения скважины в интервале перфорации, проведение перфорации при депрессии и др. [64].

Таким образом современный уровень методов вторичного вскрытия позволяет обеспечить надежное вскрытие продуктивных пластов в различных геолого-технических условиях, создавая оптимальные условия для высокопродуктивной эксплуатации скважин.

4.1.2. Технологии испытания и испытатели пластов

Испытание пластов как одно нз направлении прямых методов исследований скважин начало развиваться в составе геофизической службы с 1970 года.

За истекший период значительно расширился круг задач, решаемых с помощью испытателей пластов:

• созданы и внедрены новые комплексы пластоиспытателей многоциклового действия для испытания пластов в необсаженных и обсаженных скважинах, освоены технологии селективного испытания и применения якорных устройств без опоры на забой, разработаны технологии применения трубных пластоиспытателей для очистки забоя и повышения проницаемости прискважинной зоны продуктивных пластов в эксплуатационных скважинах, разработаны и внедрены способы опрессовки эксплуатационных колонн и герметичности цементных перемычек между интервалами перфорации, изучена эффективность очистки ПЗП пластоиспыта-телями в комплексе с соляно-кислотными обработками, термога-зохимическим воздействием и другими методами [5, 6, 9, 10, 38, 41,43,44];

• разработаны и опробованы новые конструкции испытателей пластов для проведения испытаний в вертикальных, наклоно-направленных и горизонтальных скважинах, освоена технология . поинтервального испытания горизонтальных скважин с переходом на пробную эксплуатацию и др.[46, 55, 56].

На основе обобщения и анализа результатов применения трубных пластоиспытателей разработаны и опробуются кабельные конструкции испытателей пластов и скважинных устройств для депрессионно-го воздействия на пласт с очисткой прискважинной зоны [68].

4.1.3. Разработка технологии импульсного воздействия на пласт испытателем на трубах

В результате экспериментальных исследований изменения интенсивности притока флюида из пласта от режима работы испытателя установлено, что эффективность очистки прискважинной зоны зависит не только от объема, но и от режима извлечения жидкости из пласта. В целях оптимизации процесса очистки соискателем совместно с В.М. Воронцовым и П.М. Кудашевым предложена новая технология, основанная на создании многократных гидроударных воздействий на пласт, за счет сокращения открытого периода пластоиспытателя, по-

лучившая название импульсное воздействие пластоиспытателем (ИБП) [6].

Эффект очистки, достигается многократным депрессионным воздействием на частицы, закупоривающие каналы коллектора, создавая благоприятные условия для извлечения их из пласта фильтрационным потоком. Открытый период пластоиспытателя составляет от 0,5 мин до нескольких минут, после чего закрывают приемный клапан на время, обеспечивающее восстановление давления в призабойной зоне пласта и стволе скважины до 70-90 % от пластового. Обычно это время составляет 3 ... 7 мин.

Для изучения процесса импульсного воздействия на пласт с целью оценки динамики изменения давления в пласте во времени и глубинности воздействия применен метод математического моделирования, в основу которого принята теория упругого, режима фильтрации плоскорадиального потока жидкости. В результате расчетов, выполненных А.Ф. Гильманшиным в УНИ и М.Я. Аглиуллиным в АО "Татнефтегеофизика", получено, что максимальные градиенты давления от 0,12 до 0,07...0,04 МПа/см при импульсном воздействии пластоиспытателем охватывает зону пласта в радиусе до 80 см.

Полученные результаты подтверждают целесообразность применения метода ИБП для восстановления проницаемости ПЗП, так как в этой зоне создаются максимальные градиенты депрессионно-репрессионного давления и наиболее высокие скорости фильтрации флюида, обеспечивающие очистку пласта.

4.1.4. Анализ эффективности технологии импульсного воздей-• ствия на пласт

По промысловым данным более 1500 скважин выполнен анализ эффективности метода ИВП, применяемого индивидуально и в различных сочетаниях с кислотной (СКО), термогазохимической обработкой (ТГХВ), электрогидравлическим воздействием (ЭГВ) и уплотнением перфорации. Показано, что технологическая успешность ИВП в добывающих скважинах составляет 58-60 %, а в нагнетательных -65-70 %. Для сравнения успешность СКО по данным ТатНИПИнефть составляет 55 % и 61 %. Комплексирование ИВП с СКО повышает успешность работ в добывающих скважинах до 69-70 %.

Проведены исследования по оценке влияния временного фактора в проведении комплекса ТГХВ-ИВП на эффективность обработки пластов. Наибольший эффект достигается при сокращении времени меж-

Информационная база геофизического обеспечения разрабол

Этапы строительства

1ых месторождений наклонными и горизонтальными скважинами

1и горизонтальных скважнн

Освоение Тадщ.эист Воздействие Ремонт

1 о в а н н й 1

"оричное вскры-е продуктивных тервалов, ввод важины в экс-уатацию Изучение профиля притока флюида, оценка изменения тек. и остагочн. нефтенасьпцегаюсти Оп<р ствол Обсаж. кол Изучаю ими®, скота оосгояия.

Увеличение поверхности нефте-стока, создание искусственной зоны дренирования Интенсификация нефтепритока

1 н н ч е с к н е за 1 дачи

рфорация обсад-й колонны, при-|ка муфт эксплуа- (ИОННОЙ КОЛОШ1Ы еологическому |резу по ГК, вы-1ение интервалов пока и построе-: профилей при-:а Определе1ше профиля притока и состава флюида, оценка текущей и остаточной нефте-насыщенности, гвд-родинам ических параметров Создание искусствен. дренажной системы выполнение ОПЗ волновыми импульсными методами с очисткой ПЗП, освоение скважины свабиро-ванием Проведение ОПЗ различными методами в среде ПАВ или СКО, снятие КВД и освоение скважины сваби-ровалнем Установление изолирующих мостов, выполнение оп-рессовки эксплуатационной колонны, выявление за-колонных перетоков и источников обводнения ГС

1 : с к и х методов 1

•105С, ПКО- ПМ1И8, гк, <-42с, ЛМ, ДГД, СТД, Ре-г. ГК, ЛМ, Р, ВТ, ДГД, СТД, Резист. ингк, вгд гк-с, ггк-п ПК-105С, ПКО-89С, ЭГВ, ПМИ-48, ПРК-42, АВ, ИПУ-95, 146 ДВП, сваби-эование ПК-105С, ПК-89С, ЭГВ, ПМИ-48,АВ, ДВП, ИПУ-95 свабирование, резист. ВП, МП, ГК, ИНГК-3642, ВТ, СГД коро-таоживущлгиютаы шумомпрга, АКЦ (псидотлениа!); рези-сшвнм..

1 р е д с т о а 1

|улятивная нерация. Свабиро-к, ЖГК ГДИ-2-4, Приток-2, РИС-42, ИГН-36-42, вгд, гтп, гк-с, ЖГК <умулятивная перфорация, СКО, вол-ювые методы ЭГВ, АВ, ДВП.ГТ, НКТ Кумулятивная перфорация, СКО волновые методы ЭГВ, АВ, ДВП, сваб. ЖГК ИНК-3642,ГДИ-24, Приток 24, РИ&42, игтттд, взрыяые иш мест*«, гаирасге. мы, ЖГК

ду операциями ТГХВ и ИБП. При временном разрыве, не превышающем 5 часов, технологическая успешность комплекса достигает 90... 100%.

Установлена связь эффективности комплекса ИБП, СКО, ТГХВ и ЭГВ с пористостью обрабатываемых пластов. Так, при использовании только ИБП, кратность увеличения дебита достигает до 4 при Кп > 6...7 %, при применении ИБП в комплексе с СКО - до 8 (Кп >10 %), а при комплексировании ИБП с СКО и УП кратность увеличения дебита (приемистости) более 8 при Кп > 15 %.

Средняя продолжительность эффекта ИБП составляет 180...330 суток [11].

Для решения проблемы регулирования выработки пластов перспективно применение селективной технологии для избирательного воздействия при эксплуатации многопластового объекта, которая позволяет ввести в разработку неработающие пласты и пропластки, увеличить содержание нефти в добываемой продукции без проведения дополнительных работ по водоизоляции пластов [14].

4.1.5. Изучение влияния величины депрессии на состояние цементной крепи

С целью изучения влияния гидроударных депрессионных воздействий на состояние цементной крепи обсадных колонн, создаваемых пластоиспытателями, автором совместно с Р.И. Юсуповым, В.Д. Емельяновым проанализированы материалы по 100 добывающим скважинам, в 84 из них депрессия составила максимальное значение, равное величине пластового давления.

Из всех рассмотренных скважин в 85 % обводненность продукции. - первый признак герметичности цементной крепи, не изменилась, а в 10 % даже уменьшилась, и только в 3-х скважинах обводненность с 22-30 % увеличилась соответственно до 41, 87, 99 процентов. Из рассмотренных результатов следует вывод, что кратковременные депрессии трубным пластоиспытателем на весь фильтр не приводят к нарушению цементной крепи эксплуатационной колонны. Единичные случаи увеличения количества воды в продукции скважин обусловлены очисткой каналов перетока, которые имелись до проведения работ.

При изучении влияния величины депрессии на состояние цементной крепи рассмотрены материалы по селективным испытаниям. По этим материалам можно количественно оценить величину градиентов

давления на цементные перемычки за эксплуатационной колонной между интервалами перфорации. Однако этот подход не дает однозначных результатов из-за отсутствия уверенности в качестве паке-ровки нижнего пакера.

Для контроля герметичности пакеровки нижнего пакера в обсаженных скважинах предложен способ, заключающийся в создании в интервале расположения пакера изолированной зоны с системой регистрации изменения давления в этой зоне в процессе динамических воздействий пластоиспытателем.

Устройство состоит из двух уравнительных клапанов, приборного патрубка с демпферной камерой, автономного манометра и модернизированного • пакера. Модернизированный пакер представляет собой два резиновых элемента (стандартный элемент разрезан на две части), разделенных распорной втулкой. В распорной втулке и штоке пакера имеются радиальные отверстия для обеспечения гидравлической связи "контрольной зоны" с приборным патрубком [22].

Для оценки влияния величины депрессии на состояние цементной крепи соискателем совместно с Р.И. Юсуповым проведены промысловые эксперименты, при которых в скважинных условиях создавались депрессии на цементные перемычки в 2-3 раза превышающие предельно допустимые значения (2 МПа/м), принятые в производственной практике. Применение системы контроля качества пакеровки позволило исключить неоднозначность в результатах этих исследований.

Всего рассмотрено 24 зацементированных интервала по 17 скважинам, 9 интервалов исследовались с устройством контроля герметичности нижнего пакера и регулятором депрессии РДУ-104. С созданием переменных депрессий испытано 2 объекта. В трех скважинах в Татарии и Удмуртии проведены эксперименты по депрессионному воздействию на цементные перемычки с созданием градиентов давлений, равных 3,5; 6,8; 4,3 МПа/м, однако гидропрорыва цементной крепи не наблюдалось. Полученные результаты позволяют сделать вывод, что при хорошем сцеплении цемента с колонной и породой по данным акустической цементометрии кратковременные депрессии, достигающие 4-5 МПа/м, не приводят к нарушению герметичности цементной крепи. Во всех случаях установленной негермегичности цементной крепи по результатам гидродинамических исследований сцепление цемента с колонной по данным акустики частичное [41].

Приведенные результаты и методический подход к изучению прочностных свойств цементной крепи может быть использован при разработке количественных критериев оценки герметичности цементной изоляции эксплуатационных колонн по данным акустической цементометрии.

4.1.6. Кабельные технологии гидродинамических исследований для интенсификации нефтепритока и испытания пластов

В практике разработки нефтяных месторождений Татарстана и Удмуртии применяется большое разнообразие методов ОПЗ для улучшения условий фильтрации жидкости. Подавляющее большинство из них достаточно дороги и трудоемки, так как рассчитаны на использование наземных агрегатов, насосно-компрессорных труб, сложных скважинных аппаратов и т.д. На поздних стадиях эксплуатации месторождений, особенно с вводом в разработку трудноизвлекаемых запасов, объемы работ по обработке и очистке прискважинной зоны пластов возрастают и немаловажным становится экономический фактор в проведении этих работ.

В целях оптимизации технологических процессов и максимального сокращения материальных и трудовых затрат развитие кабельных технологий многофакторного воздействия на пласт и очистки его следует рассматривать как одно из перспективных направлений. Из применяемых технологий заслуживает серьезного внимания и расширения объемов применения метод электрогидравлического воздействия (ЭГВ). Он основан на эффекте импульсного электрического разряда в жидкости, в результате которого образуются ударные волны, кавита-ционные процессы, звуковое и ультразвуковое излучение, импульсные электромагнитные поля, различного рода резонансные явления.[32, 64].

По предложению диссертанта АО "Татнефтегеофизика" совместно с фирмой "Геокарт" разработана аппаратура ЭГВ нового поколения с энергией импульса до 5 кДж. Прибор имеет диаметр 102 мм, длинуЗ,5 - 6,5 м в зависимости от числа накопительных модулей , термостойкость - 100°С и баростойкость - 50 МПа. Гидроударный эффект электрического разряда в скважинной жидкости эквивалентен взрыву 1,0 -1,5 г тротила. Новый прибор предназначен для воздействия на продуктивные пласты в различных технологических вариантах и для использования в качестве источника упругих волн для скважинных сейсмических исследований [60].

Широкое распространение получил метод имплозии, реализуемый различными по конструкции устройствами, опускаемыми в скважину на геофизическом кабеле. Различаются эти устройства только способом открытия имплозионных (депрессионных) камер. Известные способы открытия камер ударом падающего груза, с использованием взрывчатых материалов или пиротехнических средств и другие. Многие из них несовершенны, хотя и позволяют осуществлять очистку забоя и прискважинной зоны пласта.

Соискателем, совместно со П.М. Кудашевым, Р.И. Юсуповым, В.Г. Золотаревым, А.Е. Красновым с 1990 года осуществлялся поиск технических решений создания устройства, работающего на геофизическом кабеле, с максимальным сохранением технологических возможностей испытания пластов на трубах для воздействия и испытания пластов. Были испытаны испытатели пластов на кабеле конструкции ВНИИГИС, НПГП "ГЕРС", однако из-за низкой эффективности насосной системы для создания депрессии они не нашли производственного применения.

В качестве одной из перспективных выбрана конструкция кабельного пластоиспытателя, основанная на использовании пакерующей системы (Г.Н. Филиди) с депрессионной камерой, оснащенной гидравлически уравновешенным приемным клапаном, открываемым электромеханическим или электрогидравлическим способом. Пласто-испытатель с электрогидравлическим управлением открытия приемного клапана может применяться для исследований наклонных и горизонтальных скважин. Примечательно то, что предложенная конструкция кабельного пластоиспытателя в упрощенном варианте с частичной пакеровкой скважины может применяться в качестве управляемого устройства для депрессионно-репрессионного воздействия на пласт с очисткой прискважинной зоны. На устройство с гидравлически уравновешенным приемным клапаном, управляемым электромеханическим' или электрогидравлическим способом направлена заявка на предполагаемое изобретение [68].

Таким образом, взамен высокоэффективных, но достаточно трудоемких технологий и технических средств разработаны и находят практическое применение экспресс-технологии повышения продуктивности работы скважин, реализуемые с помощью геофизического кабеля, и позволяющие на количественном уровне оценить эффективность выполненных работ [64].

5. ГЕОФИЗИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПРОВОДКИ II ЭКСПЛУАТАЦИИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН И БОКОВЫХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СТВОЛОВ (7, 51, 53, 55, 57, 58, 59, 61, 63, 65, 66, 67)

Горизонтальные скважины в процессе разработки нефтяных и газовых месторождений выполняют все более заметную роль. В Удмуртии и в Татарстане за 1991-1997 годы пробурено уже более 400 скважин с горизонтальными участками протяженностью от несколько десятков до сотен метров. Однако эффективность строительства и эксплуатации ГС оказалась относительно невысокой и существенно ниже мирового уровня.

В общем комплексе необходимых условий, определяющих эффективность ГС, важное значение имеет уровень геофизического информационного сопровождения их на этапах строительства, испытания и эксплуатации.

Проблема геофизических исследований горизонтальных скважин всегда была достаточно сложной и актуальной, так как при зенитных углах 65° и более приборы приходится не опускать, а проталкивать в скважину.

5.1. Технология ГИ ГС за рубежом

За рубежом технология геофизических исследований ГС приборами, опускаемыми на кабеле, не нашла широкого развития и уже на первых этапах строительства ГС была заменена телеметрическими системами, опускаемыми на бурильных трубах с передачей информации на поверхность посредством промывочной жидкости. Такие системы, получившие название MWD (measurements - while - drilling) оказались достаточно эффективными и использование кабельных приборов было сведено к минимуму. Система MWD обеспечивает ориентацию горизонтального ствола скважины, измерение ряда технологических параметров (крутящий момент, осевую нагрузку) и др. В дальнейшем эта телеметрическая система была дополнена датчиками геофизических параметров, таких как ГГК и НИК, ЭМК (БК, ИК, и др.), АК, ГК и получила новое название - LWD (logging- while -drilling). Специалисты зарубежных фирм, занимающиеся геофизическими исследованиями ГС, считают, что любая траектория ГС не со-

ставляет проблем для доставки приборов, используя для этого гибкие трубы (ГТ), внутри которых находится геофизический кабель.

Гибкие трубы считаются новейшим техническим средством бурения, ремонта наклонных и горизонтальных скважин и для проведения геофизических исследований. Наиболее эффективным считается применение гибких труб для бурения боковых горизонтальных стволов из старого фонда скважин, так как при этом не нужны буровые станки, исключаются вышкомонтажные работы. Диаметр гибких труб варьирует от 25,4 до 90 мм. В России впервые технология гибких труб для проведения геофизических исследований начала применяться в АО "Сургутнефтегаз" [59].

5.2. Технологии ГИ ГС в России

Первые горизонтальные скважины, пробуренные в Татарстане в 1976 - 1978 гг., исследовались серийными геофизическими приборами, доставляемыми на забой скважин путем "проталкивания" через буринструмент промывочной жидкостью. Регистрация измеряемых параметров в открытом стволе проводилась при подъеме буринстру-мента на длину свечи с последующим подъемом прибора на поверхность, отсоединением одной свечи и повторением цикла "проталкивание" и замера в следующем интервале. Проводка горизонтальных стволов осуществлялась с помощью отклонителя с магнитным ориентатором, положение которого определялось модернизированным инклинометром ИК-2. Модернизация инклинометра заключалась в расширении диапазона измерений зенитных углов от 0° до 110°. Для обеспечения полного цикла проводки ГС использовались три модификации инклинометров ИК со следующими пределами измерений:

• 0° - 50° - серийный вариант;

• 40° - 90° - модернизированный вариант;

• 60° -110°-

Для исключения ошибок и повышения достоверности результатов замеры проводились сдвоенными приборами.

В последующие годы в отечественной практике геофизических исследований ГС начинают применяться новые технологии, разработанные НПФ "Геофизика", использующие бурильные трубы для спуска геофизических приборов в специальных контейнерах и передачей

информации по кабелю, пропущенному с помощью специальных переводников за колонной ("Горизонталь-1") или по силовому кабелю электробура ("Горизонталь-2").

Технологическая система "Горизонталь-З" предусматривает спуск на буровом инструменте в интервал горизонтальных участков скважин технологических стеклопластиковых труб с последующим "проталкиванием" геофизических приборов в интервал исследований промывочной жидкостью.

Системы "Горизонталь-4" и "Горизонталь-5" позволяют проводить исследования ГС соответственно в бурящихся и эксплуатационных скважинах без применения буринструмента, опуская на геофизическом кабеле специальные технологические системы из винипластовых и металлических труб.

Основными недостатками технологических систем являются:

1. Контейнер для размещения приборов вносит дополнительные помехи при регистрации параметров изучаемых геофизических полей.

2. Большая технологическая трудоемкость, высокая стоимость, большие затраты времени на проведение исследований, необходимость специального автотранспорта для доставки на скважины переводников, контейнеров и специальных труб по несколько сот метров, высокая аварийность ("Горизонталь - 4").

Во ВНИИГИС разработан автономный аппаратурно-методический комплекс "Горизонт", опускаемый на буринструменте. Комплекс применяемых в АМК "Горизонт" методов состоит из КС, ПС, ГК, НГК и инклинометрии. К началу 1996 года этой аппаратурой исследовано более 70 горизонтальных скважин в различных нефтяных регионах России.

К недостаткам АМК "Горизонт" следует отнести ограниченность комплекса методов ГИС, невозможность применения для исследования действующих скважин.

Оценивая состояние геофизических исследований ГС в России и за рубежом, учитывая высокие темпы развития строительства ГС в Волго-Уральском и Западно-Сибирском нефтяных регионах, следует вывод, что существующие технические средства и технологии не отвечают современным требованиям к исследованиям ГС и БГС, особенно на этапе эксплуатации, по технико-методическим возможностям, технологичности, мобильности, трудоемкости и стоимости. Не

решит проблему ГИС приобретение дорогостоящих импортных агрегатов с гибкими трубами. Необходимы новые, более эффективные технические средства для доставки приборов на забой ГС как в процессе бурения так и в период эксплуатации, новая аппаратура и технологии исследования скважин, современные технологии вторичного вскрытия и интенсификации нефтепритока, нетрадиционные подходы к обработке и интерпретации результатов исследований [67].

5.3. Технологии исследований ГС и БГС с помощью жесткого геофизического кабеля

В целях повышения технологичности проведения геофизических исследований наклонных и горизонтальных скважин, сокращения затрат времени на проведение исследований в различных геолого-технических условиях, исключения необходимости изготовления дорогостоящих и трудоемких в применении технологических оснасток "Горизонталь-4-5" соискателем были рассмотрены различные варианты создания специального геофизического кабеля, обладающего принципиально новыми трудно совместимыми техническими качествами - достаточной жесткостью для проталкивания приборов и необходимой гибкостью для использования серийного спуско-подъемного оборудования. В результате в соавторстве со специалистами А.А. Корженевским и В.Н. Алейниковым на основе серийно выпускаемых геофизических кабелей были разработаны новые конструктивы кабеля путем применения многослойного бронирования и различных составов полимерных материалов для поверхностного покрытия и заполнения технологических зазоров между проволоками брони. Создан параметрический ряд новых геофизических кабелей разного целевого назначения для проведения геофизических исследований нефтяных и газовых скважин в открытом стволе и через буринструмент, в колонне и через НКТ, в том числе и при герметизированном устье. Конструктивные особенности кабеля защищены двумя патентами Российской Федерации на изобретения [57, 58].

5.3.1. Геофизический кабель для исследования горизонтальных скважин.

Геофизический кабель для исследований наклонных и горизонтальных скважин имеет следующие технические параметры:

1. Число электропроводящих жил, шт 3 или 7

2. Диаметр, мм 17-36

3. Разрывная прочность, кН 200-230

4. Номинальное рабочее напряжение, В 660

5. Электрическое сопротивление токопроводящих жил, Ом/км 25,7

6. Электрическое сопротивление изоляции, МОм 20,0

7. Рабочая температура, °С 90, 130, 180

8. Число повивов брони, шт 4 или 6

9. Расчетная масса, кг/м ДО 2,2.

Для изготовления такого кабеля в качестве основы берется серийный трех- или семижильный кабель и на его поверхность с помощью экструзивных установок наносится оболочка из полимерного материала. Поверх этой оболочки накладывается из специальной проволоки дополнительный двухслойный повив брони, выполняющий армирующую роль для придания жесткости кабелю. Для снижения коэффициента трения, достижения оптимальной жесткости на армирующую броню наносится второй слой полимерного покрытия. Дополнительное бронирование и нанесение полимерных оболочек, с заполнением зазоров между проволоками брони или без заполнения, осуществляется в различном сочетании в соответствии с предполагаемыми горно-техническими условиями применения кабеля. Получение необходимых параметров кабеля - жесткости и гибкости, казалось бы взаимно исключающих, достигается подбором диаметра проволок брони, технологическим зазором в нанесении армирующей брони, материалом и толщиной полимерных оболочек. Изготовление такого кабеля на кабельных заводах не представляет технологических сложностей.

. Исследование наклонных и горизонтальных скважин при использовании такого кабеля значительно упрощается. Один из самых простых вариантов организации исследований горизонтальных скважин заключается в подсоединении к серийному геофизическому кабелю, намотанному на стандартном подъемнике ПКС-5 или ПКС-7, отрезка жесткого кабеля предложенной конструкции. Предполагаемая протя-

женность горизонтального участка, которая может быть исследована при таком способе, будет составлять около одной трети длины отрезка жесткого кабеля. Для увеличения проталкивающих возможностей выше жесткого кабеля могут быть установлены дополнительные грузы. Первые экспериментальные образцы жесткого кабеля находятся в эксплуатации более 1 года [57, 59].

5.3.2. Аппаратура и оборудование для геофизических исследований горизонтальных скважин

Специфичность условий проведения исследований горизонтальных скважин предъявляет к скважинной аппаратуре и оборудованию ряд дополнительных требований.

Аппаратура должна иметь возможность прохождения в горизонтальных скважинах с малым радиусом искривления (БГС), должна быть комплексной ( возможно соединение в виде сборок, длина которых некритична), при работе с жестким кабелем - максимально облегченной.

При использовании технологических систем "Горизонталь-1-3" возможно применение любой аппаратуры серии "Э", стандартной радиометрической аппаратуры и т.д. При применении жесткого кабеля успешно применяются инклинометры различных систем - КИТ, ИОН-1, ИМММ-73, ИНМ-73 (гироскопический); аппаратура электрического каротажа Э-ЗМ, реализующая КС, ПС, ИК; двухканальная радиометрическая аппаратура ДРСТ-2-60, модернизированная аппаратура ДРСТ-2-73, аппаратура индукционного каротажа ИК-42, ИК-КАС; модернизированная аппаратура Э-31 (КС, ПС, БКЗ, БК) с электродной "косой" из жесткого кабеля, малогабаритная аппаратура ядерно-магнитного каротажа "Маяк" (АО "Татнефтегеофизика").

Для ' геофизических исследований бурящихся горизонтальных скважин с помощью жесткого кабеля наиболее перспективна программно-управляемая комплексная аппаратура АКИПС-48 (В.Н. Да-ниленко, ВНИИГИС), реализующая методы ГК, БК, КС, НГК, ГГК-П, ВАК, кавернометрию. В аппаратуре применено удачное техническое решение зонда для датчиков электрического и волнового акустического каротажа, применена оригинальная конструкция зондовой установки БК, в которой центральный электрод выполнен из шести одинаковых секций с раздельной фокусировкой тока каждой секции. Аппаратура АКИПС-48 может быть взята в качестве базовой для создания оптимальной кабельной технологии геофизических исследований

ГС и БГС для изучения фильтрационно-емкостных свойств и уровня нефтенасЬнцения коллекторов наиболее информативным комплексом геофизических методов при минимальных затратах времени на проведение исследований.

Для изучения качества цементажа эксплуатационных колонн с помощью жесткого кабеля применяются приборы серии УЗБА-21, МАК, АКЦ-НВ-48, при проведении работ через НКТ - все малогабаритные приборы диаметром 42 мм и менее.

При разработке кабельной технологии ГИ ГС соискателем рассмотрены вопросы дальнейшего совершенствования промыслово-геофизических станций в направлении создания отечественных лабораторий-подъемников на одной автомашине с оснащением их современными компыотизированными регистрирующими системами и спуско-подъемным оборудованием для исследования горизонтальных скважин. Совместно со специалистами ТЗГАиО разработана и изготовлена станция ЛПК-7М на удлиненной автотранспортной базе "Урал", имеющая термоизолированную лабораторную кабину с тамбуром и отсеком лебедчика и каротажную лебедку с объемом барабана 1610 см3, что на 18,7 % больше, чем у серийного подъемника ПКС-7 [7, 61].

5.4. Технологии исследований горизонтальных скважин

5.4.1. Геолого-технологические исследования (ТТИ)

Практика строительства горизонтальных скважин показывает, что наиболее информативными для прогноза и контроля вскрытия продуктивного пласта, обеспечения проводки горизонтального ствола по наиболее нефтенасыщенной части являются геолого-технологические и геохимические исследования, включающие газовый каротаж с шес-тикомпонентным анализом углеводородного газа, отбор шлама, описание его и анализ на содержание карбонатных минералов, глинистого остатка и сульфатов; люминесцентно-битумологические анализы и гамма-спектрометрические измерения для определения в пройденных породах концентрации радиоактивных элементов ( тория, урана и радия); регистрацию технологических параметров - вес инструмента на крюке, нагрузка на долото, давление в манифольде, детальный механический каротаж и др.

В результате оперативного анализа динамики изменения регистрируемых параметров удается надежно отслеживать изменение

свойств разбуриваемого пласта и выдавать рекомендации по изменению троектории бурения, предотвращать аварийные ситуации, прогнозировать и предотвращать выход буринструмента из продуктивного пласта. Эти исследования для сопровождения процесса бурения ГС в России впервые в производственном режиме были применены на месторождениях Татарстана. Основой для этого послужила автоматизированная система регистрации и обработки данных ГТИ с использованием бортовых компьютеров, разработанная в АО "Татнефтегеофизика" под научно-методическим руководством автора диссертации. Первые же результаты показали важность и необходимость этих работ и АО "Татнефть" приняло решение об обязательном сопровождении горизонтального бурения геолого-технологическими исследованиями.

Результаты геолого-технических исследований бурящихся скважин показывают, что автоматизированная система АСОД-ГТИ-ГС отвечает современным требованиям многофункциональных компьютерных систем, обеспечивает сбор, обработку, регистрацию и оперативную интерпретацию данных на борту, готова к широкому производственному внедрению [66].

5.4.2. Геофизические исследования горизонтальных скважин с помощью кабеля КГ-3-200-90 ГС

Первые образцы нового геофизического кабеля КГ-3-200-90ГС поступили в АО "Татнефтегеофизика" во втором квартале 1996 года. Для ввода их в эксплуатацию соискателем были разработаны кабельные наконечники, организовано изготовление направляющих роликов, проведена подготовительная работа по организации автоматического промера нового кабеля и др. В связи с ориентацией на проведение опытно-экспериментальных работ с новым кабелем на подъемниках ПКС-5, из за отсутствия ПКС-7, длина отрезков кабеля КГ-3-200-90ГС была взята равной 600 м и соединена с серийным кабелем КГ-3-60-90. Общая длина комбинированного кабеля на барабане ПКС-5 составила около 2200 м.

Первой скважиной, в которой проведены исследования с жестким кабелем, была скв. ] ОЗД НГДУ "Лениногорскнефть", имеющая сложную геометрию ствола. Скважина обсажена 5" эксплуатационной колонной до глубины 2029 и имеет смещение забоя от вертикали 414,9 м. В этой скважине выполнены радиометрические исследования аппаратурой ДРСТ-3-90, проведены замеры локатором муфт, четко за-

фиксировано положение магниевого фильтра, зарегистрирована диаграмма акустической цементометрии аппаратурой УЗБА-21 с центраторами.

Результаты работ по скв. 103Д подтвердили перспективность кабельной технологии исследований наклонных и горизонтальных скважин. С помощью жесткого кабеля были успешно проведены исследования в скважинах 3201 НГДУ "Бавлынефть", 412, 434, 36 и других в АО "Удмуртнефть" и кабельная технология получила путевку в жизнь для исследований горизонтальных скважин.

Уже во второй половине 1996 года двумя экспериментальными кусками жесткого геофизического кабеля была исследована 31 скважина.

Особенно эффективно применение жесткого кабеля при исследовании горизонтальных скважин, пробуренных из стволов старого фонда скважин. Уменьшенный диаметр скважины и малый радиус перехода к горизонтали затрудняет применение других технологий, а для кабельной технологии эти условия более благоприятны. В скв. 556, 1278, 460 АО "Удмуртнефть" проведены исследования методами ГК, НТК, ИК и инклинометрические замеры горизонтальных участков протяженностью до 200 м. Показательны результаты исследований скв. 412 Мишкинской площади. Скважина пробурена из старого ствола, протяженность горизонтального участка составила 120 м. В процессе проводки этой скважины выполнены геохимические исследования, четко отражающие по суммарным газопоказаниям вскрытие продуктивного интервала. После завершения бурения в открытом стволе проведены исследования на жестком кабеле комплексом методов ИК, ГК, НГК и инклинометрия, несмотря на то, что на горизонтальном участке с 90° имелся подъем ствола скважины до 94,2°.

Наличие специального геофизического кабеля позволяет совершенно по-новому подойти к вопросам измерения траектории скважин, отбивки границ реперных горизонтов для внесения оперативной коррекции проводки горизонтального ствола. Замер должен осуществляться регулярно через определенный интервал проходки. При организованной работе на каждый замер требуется 1,5-2 часа времени.

Целесообразность оперативного контроля пространственного положения ствола ГС убедительно подтверждается результатами исследований скважины 435Г Мишкинской площади АО "Удмуртнефть".

Бурение скважины осуществлялось путем зарезки бокового ствола с применением навигационной системы фирмы "ВесПеЫ" (США).

Протяженность горизонтального участка составила более 260 м. В этой скважине проведены геофизические исследования методами ГК, НТК, ИК и ИМММ-73 с помощью системы "Горизонталь-5" и замеры инклинометром ИОН-1 (Омского СКБ) на кабеле КГ-3-200-90 ГС.

В результате исследований установлено, что положение горизонтального ствола по данным системы М\У1) фирмы "ВесПеМ" и геофизическим замерам значительно различаются, достигая разницы в абсолютных отметках до 9 м.

По данным системы М\\Т), горизонтальный ствол пробурен согласно проекту, а по результатам замеров приборами ИМММ-73 и ИОН-1 горизонтальный ствол расположен ниже проектного положения на 8-9 м и прошел в непосредственной близости от ВНК. Достоверность геофизических замеров подтверждается хорошей повторяемостью инклинометрических замеров приборами различных систем и диаграммой НГК. Сходимость кривых НГК в интервалах 1500-1520 и 1636-1658 метров подтверждает пересечение скважиной границ пласта сверху вниз и снизу - вверх в указанных интервалах. При освоении скважины получен приток минерализованной пластовой воды.

Разработка кабельной технологии геофизических исследований ГС существенно расширяет информационно-геофизическое обеспечение не только бурящихся, но и эксплуатационных скважин. Обеспеченность эксплуатируемых скважин геофизической информацией значительно ниже бурящихся. Объясняется это в первую очередь тем, что с помощью технологических систем "Горизонталь-5" невозможно обеспечить проведение массовых исследований.

Интересны результаты исследований эксплуатируемой горизонтальной скважины 4779 Ашальчинской площади АО "Татнефть". Скважина пробурена на турнейские отложения с горизонтальным стволом протяженностью более 330 м. Горизонтальный ствол закреплен эксплуатационной колонной с магниевым фильтром в интервале 1310-1566 м без цементной заливки. Скважина эксплуатируется со значительно меньшим дебитом по сравнении с ожидаемым, поэтому было принято решение провести геофизические исследования с целью выделения работающих интервалов с применением кабеля КГ-3-200-90 ГС. Исследования локатором муфт, термодебитомером и высокочувствительным термометром удалось провести только до глубины

1530 м из-за недостаточной длины экспериментального куска жесткого кабеля. Работы выполнены в динамическом режиме через насосно-компрессорные трубы в процессе возбуждения скважины компрессором. В результате исследований установлено, что на горизонтальном участке 1308-1530 м работают только три интервала 13401360, 1430-1446 и 1512-1530 м общей протяженностью 54 м, составляющей около 25 % от всего исследованного интервала. Одной из причин такого явления может быть неполное раскрытие магниевого фильтра, применение которого на больших интервалах ГС является не лучшим техническим решением.

Полученные результаты по скв. 4779 свидетельствуют о возможности проведения с помощью жесткого кабеля исследований в эксплуатируемых горизонтальных скважинах и целесообразности развития этого направления с целью выявления причин недостаточной эффективности ГС и разработки мер повышения их продуктивности [63, 65].

5.4.3. Кумулятивная перфорация горизонтальных скважин

Проведение кумулятивной перфорации горизонтальных скважин в Волго-Уральском нефтяном регионе начато по инициативе соискателя. Впервые это было выполнено отечественными серийными корпусными перфораторами ПК-ЮЗ в скважинах №№ 3259 и 3261 Кезскош месторождения АО "Удмуртнефть" специалистами АО "Татнефтегеофизика" с помощью технологического комплекса "Горизонталь-5". Для этого было разработано стыковочное устройство для соединения снаряженного перфоратора с технологической оснасткой, проведены необходимые полигонные испытания на поверхности. В обеих скважинах перед перфорацией проведена оценка качества цементажа колонн приборами АКЦ-200, произведена привязка интервалов перфорации к литологии по диаграммам ГК, зарегистрированным приборами ДРСТ-3-90, проведена регистрация диаграмм магнитным локатором до и после перфорации. В скв. 3261, имеющей смещение 500 м, проперфорировано 30 отверстий, а в скв. 3259 со смещением 824 м проперфорировано 200 отверстий.

Это был первый опыт проведения кумулятивной перфорации в горизонтальных скважинах отечественными перфораторами и техно-

логическими системами, который подтвердил принципиальную возможность применения выборочной перфорации для интенсификации нефтепритока в горизонтальных скважинах.

С появлением жесткого геофизического кабеля кумулятивная перфорация горизонтальных скважин превратилась в стандартную технологию с затратами времени, соизмеримыми с работами в вертикальных скважинах равной глубины [53].

В 1997 году перфорировано уже более 10 горизонтальных скважин.

В целях повышения эффективности вскрытия карбонатных коллекторов в горизонтальных скважинах наиболее целесообразно проведение перфорации перфораторами ПМИ-48 при эксплуатационных колоннах 4" и менее, и перфораторами ПК-105 С фирмы "Перфотех". Перфораторы ПК-105С имеют наибольшую глубинность, пробивают зону кольматации, создают искусственную зону дренирования диаметром 1,3 метра, в 3,5 раза увеличивая поверхность стока нефти по сравнению с перфораторами ПК-ЮЗ.

Применение глубокой перфорации целесообразно и при эксплуатации карбонатных коллекторов открытым стволом. В этом случае помимо искусственной зоны дренирования, даже при плотности перфорации 10отв/м поверхность стока нефти увеличивается на 30 %.

5.5. Исследования горизонтальных скважин испытателями пластов на трубах

В общем комплексе геофизических исследований скважин важная роль отводится прямым методам, в частности испытателям пластов на бурильных трубах.

Впервые исследования испытателями пластов на бурильных трубах в горизонтальных скважинах были выполнены Г.А. Ситдиковым на месторождениях Башкортостана испытательным оборудованием типа "Уралец ЗГ-190", разработанным в НПФ "Геофизика". Это оборудование опробовалось и на месторождениях Татарстана, но достаточно представительных результатов не было получено по различным причинам.

В связи с этим в АО "Татнефтегеофизика" разработан образец испытателя упрощенной конструкции, позволяющий исследовать объекты в горизонтальных скважинах, минимальный радиус искривления

которых не менее 80 м. Он состоит из одного узла длиной 3,2 м, содержащего пакерующее, приемно-запорное и циркуляционно-депрессионно-перепускное устройства. Клапанная система управляется осевым перемещением труб. Разработанный испытатель пластов выпускается опытным производством АО "ТНГФ" в модификациях ИПУ-146, ИПУ-95 и предназначен для испытания пластов в вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважинах [51].

С помощью испытателей серии ИПУ могут быть выполнены следующие технологические задачи:

• проведение испытаний в многоцикловом режиме с заданной депрессией на пласт;

• обработка ПЗП многократными гидроударными воздействиями на пласт;

• проведение испытаний однопакерной и двупакерной компоновками;

• создание прямой и обратной циркуляции промывочной жидкости;

• закачка технологической жидкости в подпакерное пространство;

• осуществление поинтервалыюго испытания (пробную эксплуатацию) с использованием насосного оборудования НГВ-43.

Испытательное оборудование серии ИПУ испытано в различных геолого-технических условиях вертикальных и наклонно-направленных скважин и было рекомендовано для исследований горизонтальных скважин. С помощью этого оборудования на месторождениях Татарстана исследовано шестнадцать объектов в девяти горизонтальных скважинах. В трех случаях цель испытаний не достигнута: в одном из-за негерметичности труб, в двух в результате прихвата инструмента. Во всех остальных случаях работы выполнены на уровне испытаний с получением гидродинамических характеристик пластов. Разработка техники и технологии испытания горизонтальных скважин проводилась под руководством соискателя .

Результаты испытаний по некоторым из них приведены ниже.

В скв. 12541 Красногорского месторождения исследован участок турнейского яруса непосредственно при входе в пласт в интервале 1205-1235 м. Кривизна на участке испытания 89 градусов, наименьший радиус кривизны в интервале испытания равен 88 м. Поскольку

испытания в горизонтальной скважине проводились впервые с несерийным оборудованием, были приняты некоторые ограничения во избежание аварий: общая продолжительность испытания не более 3 часов, депрессия на пласт не превышала 5-6 МПа, хвостовик испытателя имел минимальную длину. Перед испытанием макет испытателя подвергался дефектоскопии. При этом была составлена следующая компоновка: хвостовик с заглушкой сферической формы; ИЛУ с пакерным узлом и бурильные трубы до устья. Для создания дополнительной нагрузки на пакер предусмотрена установка УБТ длиной 25 м в вертикальной части ствола. При спуске полость труб доливалась технической водой на высоту 500 м, ограничив таким образом депрессию на пласт до 5,75 МПа. Общее время испытания составило 154 минуты. Спуск и подъем ИПТ проходил без посадок и затяжек.

В процессе испытания получен приток нефти 0,85 м3 и определены гидродинамические параметры. Дальнейшая проводка ствола осуществлена с корректированием режимных параметров с учетом данных ИПТ.

В скв. 1783 Сабанчинской площади исследования выполнены в алексинских отложениях (два объекта при угле наклона 71°) с целью определения интервалов водопроявлений для изоляции до вскрытия продуктивного горизонта. Исследования проведены двухпакерной компоновкой ИПТ. В результате выявлен и изолирован водопрояв-ляющий интервал с повышенным давлением.

В скв. 10364 Макаровского месторождения исследовались два интервала турнейского продуктивного пласта: первый объект при угле наклона 89° находился на входе в горизонтальный участок в интервале 1277-1314 м, второй объект после завершения бурения, когда угол наклона превысил 96° при забое 1415 м. Оба интервала исследованы однопакерной компоновкой с упором хвостовика на забой скважины. На диаграмме давления зарегистрированы все элементы испытания, причем затяжек и прихватов как и посадок при перемещении инструмента не наблюдалось. После пакеровки ствола компоновка находилась в неподвижном состоянии около 3-4 часов.

Таким образом, результаты выполненных исследований с ИПУ • свидетельствуют о возможности проведения испытаний объектов в горизонтальных скважинах с целью оценки нефтенасыщенности, про-

дуктивносги и определения водопроявляющих участков путем понн-тервального испытания. [55].

б. РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ РАБОТ НА ПОЗДНИХ СТАДИЯХ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УДМУРТИИ И ТАТАРСТАНА (И, 13, 42, 43,49, 50,54, 67)

Татарстан является первым нефтяным регионом страны, где объемы исследований по контролю за разработкой нефтяных месторождений составляют 40-45 % в общем объеме промыслово-геофизических работ.

Для решения задач выделения коллекторов, оценки их насыщения и возможности получения притока в терригенных отложениях, вскрываемых бурящимися скважинами в активно-разрабатываемых зонах, стандартный комплекс электрорадиометрии дополнен методами ОПК (ГДК) ЯМК, ЭМКЗ. Объемы исследований этими методами в отдельные годы достигали ОПК - 1400 объектов ( 3780 проб), ЯМК - 1170 скважин [42].

Применение расширенного комплекса методов в бурящихся скважинах в условиях пресного обводнения позволило добиться высокого коэффициента достоверности заключений - 0,956 при опробовании 1100-1200 объектов.

Для изучения карбонатных коллекторов стандартный комплекс усилен ЯМК и прямыми методами- сверлящими керноотборниками (отбор до 11,5 тыс. обр. в год) и испытателями пластов КИИ-146 ( испытание до 1300 объектов в год). Коэффициент достоверности геофизических заключений по карбонатным объектам достигнут 0,984 при' объемах исследований 900 скважин в год [13,49].

Успешность решения задач контроля за разработкой в значительной мере определяется объемами исследований в эксплуатационном фонде скважин. В конце 80-х годов охват геофизическими исследованиями достигал до 23 тысяч скважин в год, в т.ч. до 10 тысяч исследований при капитальном ремонте скважин и до 400 скважин - через межтрубное пространство. Объемы исследований отдельными методами достигали: ИННК-970 скв., ИНГК - 900 скв., ГК,НТК, ННК -1350 скв., дебитометрия - 3700 скв., расходометрия - 7250 скв., влаго-

метрия - 930 скв., высокочувствительная термометрия - 8000 скв. в год [50].

Объемы работ по интенсификации добычи нефти в отдельные годы составляли: ТГХВ - 220-230 операций, ИБП - 260-270 операций, уплотнение перфорации 180-200. скважин, кабельные технологии 0113 - 250-280 операций. Методом ИПВ обработано более 2500 скважин, добыто дополнительно более 210,0 тыс.т. нефти и закачено в пласты 4,5 тыс. м3 воды [11,43].

Строительство горизонтальных скважин в Волго-Камском регионе возросло с 14-15 скважин в 1992-95 гг. до 54 скв. в 1996 году, а в 1997 году количество построенных ГС и БГС составило более 220. Уже в

1996 году из 54 ГС 31 была исследована с помощью жесткого геофизического кабеля, а в 1997 году - 230 исследований в горизонтальных скважинах, в том числе 188 в Удмуртии. [54,67].

Применение жесткого геофизического кабеля в два раза сокращает затраты времени на проведение ГИ ГС по сравнению с технологическими системами "Горизонталь-5", повышая соответственно вдвое производительность труда промыслово-геофизических партий. За

1997 год сэкономлено более 4000 часов рабочего времени геофизических партий и буровых бригад.

Для обеспечения геофизического контроля разработки нефтяных месторождений скважинной аппаратурой в составе АО'Татнефтегеофизика". создано опытное производство, выпускающее радиометрическую аппаратуру различных модификаций в диаметре 32, 36,42, 60 мм, малогабаритные генераторы нейтронов ИГНЗ-36-120/40, шестипараметровую аналоговую аппаратуру ГДИ-2 и цифровую ГДИ-4, аппаратуру ЭМКЗ и ЯМК, компьютеризованную регистрирующую систему "Гектор" и др. Номенклатура опытного производства представлена двадцатью наименованиями с объемом выпуска в год до 300 и более единиц полностью обеспечивая потребность АО "Татнефтегеофизика" в специфической аппаратуре, необходимой для исследований скважин. Разработка аппаратуры, выпускаемой опытным производством АО "Татнефтегеофизика", осуществлялась под научно-техническим руководством соискателя.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основании выполненных автором исследований получены следующие научно-обоснованные результаты:

1. Обобщены и сформулированы задачи геофизического контроля за разработкой нефтяных месторождений на поздней стадии эксплуатации, оптимизирован комплекс геофизических и гидродинамических исследований и технологий для решения различных геолого-промысловых задач.

2. Научно обоснована и разработана аппаратура и предложен метод высокочувствительной термометрии, ставший одним из наиболее широко распространенных методов контроля за разработкой нефтяных месторождений.

3. Рассмотрены проблемы контроля за продвижением фронта нагнетаемой воды, степени выработки пластов, состояния текущей и остаточной нефтенасыщенности продуктивных пластов в условиях законтурного и внутриконтурного заводнения закачкой поверхностных пресных вод.

4. Разработаны основные направления повышения эффективности эксплуатации скважин, разработана технология импульсного депрессионного и депрессионно-репрессионного воздействия на ПЗП с помощью испытателей пластов для интенсификации притока жидкости; показана эффективность комплексирования различных методов воздействия на пласт; раскрыты технические, методические и технологические возможности нефтяной геофизики в решении задач повышения продуктивности скважин.

5. Показана перспективность кабельных технологий многофакторного воздействия на пласт с очисткой прискважинной зоны, рассмотрены новые направления создания испытателей пластов на кабеле для многоциклового депрессионно-репрессионного воздействия на пласт с очисткой его и для испытания пластов.

6. Научно обосновано новое направление в развитии нефтяной геофизики - технология исследований горизонтальных скважин с помощью жесткого геофизического кабеля; разработан параметрический ряд геофизических кабелей, обладающих новыми техническими параметрами - высокой разрывной прочностью до 230 кН, повышенной жесткостью, обеспечивающей проталкивание приборов в горизонтальные скважины и достаточной гибкостью,

позволяющей использовать серийные каротажные подъемники; организовано производство специального кабеля на отечественных кабельных заводах, разработаны технические средства для применения кабельной технологии ГИ ГС в скважинах глубиной до 3000 м как в процессе бурения, так и в период эксплуатации.

7. Научно обосновано и обеспечено внедрение в производство геофизических исследований в эксплуатируемых горизонтальных скважинах в динамическом режиме через насосно-компрессорные трубы в процессе освоения скважины компрессором или свабированием для выделения работающих интервалов и источников обводнения, созданы основы для внедрения этой технологии в других регионах страны.

8. Определены приоритетные направления создания комплексной скважинной аппаратуры для исследований горизонтальных скважин, включающей ВАК, КС, ПС, БК, НТК, ГГК-П, КВ,ИК. ГК-С, МНК и методы потокометрии.

9. На основе разработанных технических, методических и технологических средств геофизических исследований скважин .сформулирована информационная база геофизического ■ обесцечения разработки нефтяных месторождений наклонными и горизонтальными скважинами.

В целях наиболее полного использования технических и

в

технологических возможностей для исследований, испытаний и воздействия на продуктивные пласты необходимо:

- продолжить работы по созданию испытателей пластов, устройств для многофакторного воздействия на продуктивные пласты и технологий эффективного освоения скважин;

- активизировать разработку многопараметровой аппаратуры для исследований ГС и БГС;

- ускорить создание программно-методического обеспечения обработки и интерпретации результатов геофизических исследований горизонтальных скважин.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛИКОВАНЫ В СЛЕДУЮЩИХ РАБОТАХ

1.Новые дистанционные термометры для исследования скважин. (Соавторы: В.Ф. Кондрашкин, А.Ф. Фаткуллин, Е.П. Лукьянов, А.Е. Краснов). Сб. "Геофизическая аппаратура", Недра, Л.,

1972, вып. 48, с. 105-109.

2. Термометрические исследования при контроле разработки и технического состояния скважин на нефтяных месторождениях Татарии. (Соавторы: Г.М. Донов, Ю.В. Зубов, A.M. Гущин, Р.Ш.Хайретдинов, У.М. Маганов, В.В. Цветов, М.З. Юсупов) "Нефтяное хозяйство". //М., Недра, 1978, № 11, с.50-53.

3. Контроль технического состояния скважин при проведении работ по повышению нефтеотдачи. (Соавторы: Э.П. Халабуда, Ю.В.Зубов, Г.М. Донов, Р.Ш. Хайретдинов) Сб."Новые методы повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях Татарии". //Бугульма,1979 г.

4. Комплексирование исследований испытателем пластов с геофизическими методами. (Соавторы: В.М. Воронцов, Р.Ю. Юсупов, В.М. Кузьмин). //РНТС, "Нефтегазовая геология и геофизика", 1982 г., №1, с.33-35.

5. Обработка прискважинной зоны с применением пластоиспытате-лей (Соавторы: В.М. Воронцов,Б.С. Лобанов, A.C. Якимов). //"Нефтяное хозяйство", 1983, № 12, с. 61-64.

6. Обработка прискважинной зоны пластов депрессией в импульсном режиме. (Соавторы: Ю.В. Зубов, В.М. Воронцов, Г.М. Ахма-диев, И.А. Ткаченко). Нефтяник, 1983, № 9, с. 14-15.

7. Универсальные наконечники для бронированных геофизических кабелей. (Соавторы: А.Е. Краснов, Г.Г. Рахимов). //"Нефтяное хозяйство", 1984, № 7, с.67-69.

8. Разделение нефтеводонасыщенных пластов по содержанию сульфат-иона. ( Соавторы: Е.Б. Грунис, В.М. Кузьмин ) РНТС " Нефтегазовая геология, геофизика и бурение"//М. ВНИИОЭНГ, 1984, № 12, с.9-10.

9. Применение испытателей пластов для повышения эффективности химических методов обработки прискважинной зоны.(Соавторы: В.М. Воронцов, Е.Б. Грунис, И.А. Ткаченко, Б.А.Лерман, А.М.Тахаутдинов). "Нефтяное хозяйство", 1985, №12, с. 38-39.

10. Об эффективности обработки призабойной зоны скважин. (Соавторы: В.М. Воронцов, И.А. Иванов, И.Г. Полуян, Б.С. Лобанов). //"Нефтяное хозяйство", 1985, № 7, с.34-36.

11. Применение пластоиспытателей в качестве средства воздействия

на продуктивные пласты. (Соавторы: В.М. Воронцов, А.Ф. Шаки-ров, П.М. Кудашев), серия "Нефтепромысловое дело", выпуск 4 (133). М., ВНИИОЭНГ, 1987.

12. Интенсификация эксплуатации скважин с применением различных методов воздействия на прискважинную зону.(Соавторы: В.М. Воронцов, Р.И. Юсупов, А.И. Иванов, М.Ш. Марданов, К.А. Хамзин). "Нефтяное хозяйство", №2, 1987, с.63-65.

13.Обеспечение высокой эффективности геофизических исследований на этапах поиска, разведки и разработки нефтяных месторождений Татарии, Удмуртии и Оренбургской области. (Соавторы: Э.П. Халабуда, Е.Б. Грунис, В.М. Кузьмин, Г.Е. Яковлев) "Геолого-геофизические исследования и разработки", Казань, изд. ЮГУ, 1988.С.З-8.

14. Применение пластоиспытателей для избирательного воздействия на призабойную зону скважины. ( Соавторы: В.Д. Емельянов, Р.И. Юсупов). "Нефтяное хозяйство", № 10, 1989, с.72-74.

15. Устройство для ремонта обсадной колонны буровой скважины. (Соавторы: H.H. Кудряшов, Р.И. Юсупов). Изобретение, A.C. 810936( не публикуется) - Зс. *

16. Устройство для изоляции обсадной колонны. (Соавторы: Ю.В.Зубов, P.A. Терегулов). Изобретение, А.С.832064, Бюллетень^»^, 1981,3 с.

17. Способ заканчивания скважин. (Соавторы: Г.С. Абдрахманов, Р.Х. Ибатуллин, А.Г. Зайнуллин, Р.Х. Муслимов, Р.Х. Фаткуллин, Т.Н. Бикчурин, В.М.Воронцов, P.A. Хабибуллин, Н.И. Рылов). Изобретение, А.С.911015, Бюллетень № 9, 1982,2с.

18. Способ очистки призабойной зоны пласта. (Соавторы: В.М. Воронцов, П.М.Кудашев). Изобретение, A.C. 937705, Бюллетень № 8,1985,3 с.

19. Устройство для обработки призабойной зоны скважины. (Соавторы: Н.И.Кудряшов, М.М. Загиров, С.А. Долгих). Изобретение, A.C. 1047237 (не публикуется) 3 с.

20. Испытатель пластов. (Соавторы: В.А. Ладыгин, H.H. Гордеев). Изобретение, A.C. 1142626, Бюллетень № 8, 1985, 6 с.

21. Устройство для измерения скорости движения, электрического сопротивления и температуры жидкости в скважине. (Соавторы:

М.Х. Хуснуллин, В.Г.Рогожин, J1.H. Воронков, A.A. Ильин, В.Ф.Николаев). Изобретение. A.C. 119499, Бюллетень № 44, 1985, 6 с.

22. Устройство для гидродинамических исследований скважин. (Соавторы: В.М.Воронцов, П.М. Кудашев, В.В. Баширов). Изобретение, A.C. 1214914, Бюллетень № 8,1986,4.с.

23. Способ подготовки скважины к опробованию. (Соавторы: Р.Б.Бариев, В.А.Ладыгин, В.М. Воронцов). Изобретение, A.C. 1314036, Бюллетень № 20,1987, 3 с.

24. Устройство для доставки геофизических приборов на кабеле в нагнетательные скважины с высоким давлением на устье. (Соавторы: P.A. Хуснуллин, В.Г. Рогожин, Л.Н. Воронков). Изобретение, A.C. 1361315, Бюллетень № 47, 1987, 3 с.

25. Устройство для гидродинамических исследований скважин. (Соавторы: В.М.Воронцов, А.П. Ипполитов, П.М. Кудашев). Изобретение, A.C. 1461894, Бюллетень № 8, 1989, 2.5 с

26. Устройство для определения проницаемости горных пород, пересеченных скважиной. (Соавтор: П.М. Кудашев). Изобретение, A.C. 1513136, Бюллетень №37, 1989,4 с.

27. Устройство для измерения скорости движения, электрического сопротивления и тепло-физических свойств жидкости в скважине. (Соавторы: М.Х.Хуснуллин, Л.Н. Воронков, В.Г. Гредюшко, Р.Ф.Даишев, В.Ф.Николаев, В.А. Паклинов, В.Г.Рогожин). Изобретение, A.C. 1518499, Бюллетень №40, 1989, 4 с.

28. Устройство для записи каротажных диаграмм. (Соавторы: Ф.К.Ведерников, Е.Ф. Панкратов, Е.М. Царук, В.Д. Чухвичев). Изобретение, A.C. 1570464, Бюллетень № 41,. 1989, 3 с.

29. Совершенствование контроля за разработкой нефтяных месторождений геофизическими методами. (Соавторы: Ю.В. Зубов, Г.М.Донов, Л.Н. Воронков). Сб. "Проблемы совершенствования разработки нефтяных месторождений Татарии". //Альметьевск, 1983, (тезисы докладов НКТ), с. 14-115.

30. К вопросу повышения эффективности ремонтно-изоляционных работ. (Соавторы: И.А. Ткаченко, Б.А. Лерман). Сб. "Повышение эффективности ремонта скважин на нефтяных месторождениях Татарии", Альметьевск, 1984, с. 14-15.

31. Использование пластоиспытателей для глубокой депрессионной обработки прискважинной зоны продуктивного пласта. (Соавторы: В.М. Воронцов, ИА.Ткаченко, Г.Ф. Кондаурова). Сб. "Повышение эффективности ремонта скважин на месторождениях Татарии". //Альметьевск, 1984, с. 41-45.

32. Временная инструкция по проведению геолого-технических мероприятий по обработке прискважинной зоны продуктивных пластов с применением пластоиспытателей. (Соавторы: К.Г. Толстов, П.М. Кудашев, В.М. Кузьмин, Р.Б.Бариев, Р.И. Юсупов, В.В. Зи-ятдинов, А.Д. Поводырев, В.Д. Емельянов, Л.Б. Брагин, С.И. Юр-таева.) //Бугульма, 1985,36 с.

33.Технология исследований добывающих и разведочных скважин в колонне испытателями пластов на трубах. (Соавторы: И.Г. Жува-гин, В.И. Портнов, Ф.Х. Камалов, Э.П. Халабуда, В.М. Воронцов, И.И. Крупенский, Ю.Г. Бро). РД-39-0147716-216-86. //Уфа, ВНИИНПГ, 1986, 103 с.

34. Состояние и перспективы развития методологии и технологии промыслово-геофизических работ в Западной Сибири. (Соавторы: В.Г. Рогожин, Е.Б. Грунис, В.М. Кузьмин, В.Д. Чухвичев). Сб. "Развитие ге.олого-разведочных работ на территории деятельности нефтяников Татарии в Западной Сибири" (тезисы докладов на НТ конференции). //Альметьевск, 1986, с. 48-55.

35. Влияние метода вскрытия пласта после спуска колонны на качество, продуктивность и долговечность скважин. (Соавторы: H.A. Плотников, Э.И. Сулейманов, Г.Н. Филиди, Р.К. Яруллин, Р.Ш.Хайретдинов, З.М. Ахметов, Ш.Г.Киреев, Р.Х. Галеев). Сб.'Тазвитие геолого-разведочных работ на территории деятельности нефтяников Татарии в Западной Сибири" (тезисы докладов на НТ конференции). //Альметьевск, 1986, с.71-82.

36. Состояние и перспективы развития геофизических методов контроля за разработкой нефтяных месторождений. (Соавторы: Э.П.Хапабуда, Е.Б. Грунис, Л.Н. Воронков, М.Х. Хуснуллин). "Проблемы наиболее полного извлечения нефти из недр Татарии". Тезисы докладов НТ конференции. //Альметьевск, 1987, с.80-82.

37. Технология испытания коллекторов в условиях больших глубин. (Соавторы: В.И. Портнов, Е.К. Поздеев, В.Г. Рогожин, Р.И. Юсу-

пов, К.Н. Доронкин). "Проблемы наиболее полного извлечения нефти из недр Татарии". Тезисы докладов НТ конференции. //Альметьевск, 1987.C.83-86.

38.Применение трубных пластоиспытателей для определения герметичности цементного кольца между перфорированными пластами. (Соавторы: В.Д. Емельянов, Р.И. Юсупов, П.М. Кудашев). "Нефтяное хозяйство" № 12-1989, с. 62-65.

39. Устройство для воздействия на прискважинную зону пластов. (Соавторы: K.M. Тарифов, И.Н. Рахманов). Изобретение,

A.С.1510438 (не публикуется).

40. Гидродинамические исследования карбонатных коллекторов с применением пластоиспытателей. "Геофизические исследования в нефтяных скважинах", тр. ВНИИНПГ, вып. 20. //Уфа, 1990,4 с.

41. Изучение прочностных свойств цементной крепи эксплуатационных колонн с помощью пластоиспытателей. "Геофизические исследования в нефтяных скважинах", тр. ВНИИПГ, вып.20. //Уфа -1990,3 с.

42. Совершенствование методических и технических, средств геофизических исследований бурящихся скважин. (Соавторы:

B.С.Дубровский, Р.Н. Абдуллин, И.А. Малышева, A.A. Ахунов). Сб. "Итоги геологоразведочных работ на территории Татарстана и пути повышения их эффективности на 1991 - 1995 гг.", тезисы НП конференции.//Альметьевск, 1991, 2 с.

43. Импульсное воздействие на пласт трубными пластоиспытателями. (Соавторы: П.М. Кудашев, Р.И. Юсупов). "Прострелочно-взрывные и импульсные виды работ в скважинах". Сб. научных трудов: ВИЭМС. //Москва, 1991, с. 174-180.

44. Пути повышения эффективности работ пластоиспьггателямн на трубах. (Соавторы: Р.И. Юсупов, В.Д. Емельянов). Сб. "Итоги геологоразведочных работ на территории Татарстана и пути повышения их эффективности на 1991-1995 гг.", тезисы НП конференции, //Альметьевск - 1991 -2 с.

45. Эффективность и задачи ГИС по выявлению затрубных перетоков, контролю качества ремонтно-изоляционных работ с целью охраны окружающей среды. (Соавторы: В.Г. Рогожин, Р.Ш. Хай-ретдинов, М.З. Юсупов). "Вопросы геолого-геофизических исследований Татарстана и сопредельных областей". Тр.КГУ, //Казань,

1991, б с.

46. Пластоиспытатель как средство воздействия на пласт. (Соавторы: Р.И. Юсупов, В.Д. Емельянов). "Вопросы геолого-геофизических исследований Татарстана и сопредельных областей". Тр.КГУ, Казань, 1991, 6 с.

47. Использование ядерной геофизики при контроле разработки месторождений нефти Республики Татарстан. (Соавторы: Л.Н. Воронков, И.Р. Ведерников). Межд. геофиз.конф. Сб. реферат № 2, //Москва, 1993,1 с.

48.Промысловая геофизика и выявление источников осолонения пресных вод над месторождениями нефти. (Соавторы: Л.Н. Воронков, И.М. Заслонов). Межд. геофиз. конф. Сб. реферат- № 2, //Москва, .1993,2 с.

49. Развитие техники и методики геофизических исследований бурящихся скважин. (Соавторы: В.С. Дубровский, В.Д. Чухвичев, В.Г.Золотарев, Е.З. Зорин). "Геология и разработка нефтяных месторождений", тезисы докладов НП конференции. //Альметьевск, 1993, 5с.

50. Развитие промыслово-геофизических методов контроля за разработкой нефтяных месторождений республики Татарстан. (Соавторы: Л.Н. Воронков, В.Г. Золотарев). "Геология и разработка нефтяных месторождений", тезисы докладов НП конференции. //Альметьевск, 1993, 5 с.

51. Исследование горизонтальных скважин испытателями пластов на трубах. (Соавторы: Р.И. Юсупов, Р.Х. Фатхуллин, А.П. Верхолан-цев), "Нефтяное хозяйство". //М., "Недра", 1995, № 1-2.

52.Ядерно-магнитный метод при контроле выработки пласта. (Соавторы: В.Д. Чухвичев, В.Д. Неретин). Международный симпозиум - 96 по ГИС в процессе разработки нефтяных месторождений с заводнением (сборник). Китайское издательство нефтяной промышленности. //Пекин, 1996, 12 с.

53.Геофизическое обеспечение строительства и эксплуатации горизонтальных скважин. Межд. симп. "Новая геофизическая техника для исследования бурящихся и действующих вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин". Тезисы докладов. //Уфа, 1997, с.12-13.

54.Ноиые возможности волнового акустического каротажа (ВАК) горизонтальных скважин па основе доставки спецкабелем малогабаритной аппаратуры АК. (Соавторы: Я.К. Нуретдинов, Ю.А.Гуторов, Ю.Н. Моисеев). Тезисы докладов межд.симп. "Новая геофизическая техника для исследования бурящихся и действующих вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин".//Уфа, 1997, с. 13-14.

55. Испытательная техника для горизонтальных скважин и результаты ее применения. (Соавторы: Р.И. Юсупов). Тезисы докладов межд.симп. "Новая геофизическая техника для исследования бурящихся и действующих вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин".

56.Оборудование для испытания пластов и интенсификации добычи нефти. (Соавторы: Р.И. Юсупов, В.Г. Золотарев). Тезисы докладов межд.симп. "Новая геофизическая техника для исследования бурящихся и действующих вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин". //Уфа, 1997, с.43-44.

57. Геофизический кабель для исследования наклонных и горизонтальных скважин и способ его использования. (Соавторы: A.A. Корженевский, В.Н. Алейников). Патент РФ № 2087929, //1997.

58. Геофизический кабель для исследования наклонных и горизонтальных скважин и способ исследования этих скважин. (Соавторы: A.A. Корженевский, В.Н. Алейников). Решение о выдаче патента РФ на изобретение № 97100764/25 (000848). //1997.

59. Некоторые аспекты геофизических исследований горизонтальных скважин и пути их решения. (Соавторы: A.A. Корженевский). Сборник тезисов Международной Геофизической Конференции и Выставки. //Москва, 1997, с.4.6.

60. Электрогидравлический прибор для повышения нефтеотдачи пластов. (Соавторы: А.Я. Картелев, М.И. Короткое, С.М. Помошко, Р.Г. Харисов, Т.Н. Ишуев). Сборник тезисов Международной Геофизической Конференции и Выставки. //Москва, 1997. с.4.1.

61. Проблемы качества системы информационного обеспечения горизонтального бурения в Удмуртии. (Соавторы: Я.К. Нуретдинов, P.P. Хайретдниов). Научно-технический вестник. //Тверь, 1997, 34,7с.

62.Проблемы геофизического информационного обеспечения всех

этапов технологии проектирования проводки, крепления и эксплуатации горизонтальных скважин на площадях АО "Татнефть". (Соавторы: Ю.А. Гуторов, В.А. Ленский, Л.Е. Кнеллер). Строительство горизонтальных скважин. Сб.докладов семинара-совещания в АО "Удмуртнефть". //Москва, 1997, с. 129-144.

63. Информационно-техническое обеспечение строительства и эксплуатации горизонтальных скважин. (Соавторы: Я.К. Нуретдинов, Т.В. Хисметов). Строительство горизонтальных скважин. Сб. докладов семинара-совещания в АО "Удмуртнефть". //Москва, 1997, с.176-183.

64. Технологии комплексного воздействия на продуктивные пласты с целью повышения эффективности работы действующих и ввода в эксплуатацию простаивающих скважин. (Соавторы: В.Г. Золотарев, В.Д. Чухвичев). "Концепция развития методов увеличения нефтеизвлечения". Материалы семинара- дискуссии. //Бугульма. 27-28 мая 1996 г., Казань, Новое знание, 1997, 6 с.

65. Техника и технология геофизических исследований горизонтальных скважин в Волго-Уральском нефтяном регионе. (Соавтор: А.А.Корженевекий) и 2-й международный семинар "Горизонтальные скважины". Сб. тезисов докладов. //Москва. 1997,2с.

66. Информационное геолого-геофизическое сопровождение бурения и опробования горизонтальных скважин на месторождениях Татарстана. (Соавторы: Е.З. Зорин, B.C. Лопухов, Р.И. Юсупов, Р.Н.Абдуллин, М.Я. Аглиуллин, А.Н. Амиров). 2-й международный семинар "Горизонтальные скважины". Сб. тезисов докладов. //Москва, 1997,2 с.

67.Развитие работ по строительству и геофизическому сопровождению горизонтальных скважин в России. (Соавтор: A.A. Корже-невский). Научно-технический вестник. №40.// Тверь, 1997. с.70-81.

68. Устройство для очистки прискважинной зоны продуктивных пластов нефтяных скважин. (Соавторы: П.М. Кудашев, В.Г. Золотарев, А.Е. Краснов). № 97103598/03 (0038016) от 02.06.97 г.

Текст научной работыДиссертация по геологии, доктора технических наук, Корженевский, Арнольд Геннадьевич, Б. м.

у/. 00 А V? я /1 э

V-/ ' ^ .у-...../сС- О и -- ^

Открытое акционерное общество "Татнефтегеофизика"

На правах рукописи

КОРЖЕНЕВСКИЙ АРНОЛЬД ГЕННАДЬЕВИЧ

Геофизическое обеспечение поздних стадий разработки нефтяных месторождений на примере Волго-Камского региона

Специальность 04.00.12 - Геофизические мейды V

-**» О ^ А-

тн полезных ископаем^? *

поисков и разведки месторо?»

йэ1

VI-

на^вйука

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Валиуллин P.A.

- доктор технических наук Хаматдинов Р.Т.

- доктор технических наук, профессор Молчанов A.A.

Ведущая организация - Башкирский государственный научно-

исследовательский и проектный институт нефти - БашНИПИнефть

Защита состоится 9 апреля 1998 года в 11-30 часов на заседании диссертационного совета Д. 169.13.01 при ОАО НПП "Гере" по адресу: 170034, г. Тверь, проспект Чайковского, д. 28/2.

С диссертацией можно ознако^- •• в библиотеке НПЦ "Тверьгеофизик.

Автореферат разослан " ■ „ 1998 года

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук,

профессор ихлл*^ ? Фионов А.И.

1 V

а 32SO- 39

Важной тенденцией современного развития нефтяной отрасли является переход все большего числа крупных месторождений в позднюю стадию разработки, когда после перехода через уровень максимальной добычи, отбор нефти из разрабатываемых залежей закономерно снижается. Это наглядно прослеживается на примере Татарстана и Удмуртии.

Нефтяная промышленность Татарстана развивалась исключительно высокими темпами. Через 14 лет после открытия Ромашкинского месторождения Республика выходит на первое место в стране по добыче нефти и в 1970 году достигается 100-миллионный уровень добычи нефти в год. В последующем через 2 и 9 лет достигается добыча соответственно первого и второго миллиардов тонн нефти. Хотя добыча при этом ежегодно снижается. Всего за время освоения нефтяных богатств в Республике открыто 90 месторождений, объединяющих более 2800 залежей, выявлено около 150 месторождений природных битумов и добыто более 2,6 млрд.т. нефти, 90 млрд.м3 попутного газа.

Высокие темпы увеличения объемов добычи нефти, в основном за счет разработки активных запасов высокопродуктивных месторождений при закачке больших объемов опресненной воды, привели к ухудшению структуры запасов. За период разработки нефтяных месторождений в Республике доля трудноизвлекаемых запасов увеличилась с 33 до 80%.

Интенсивно развивается нефтяная индустрия и в Удмуртии. На территории Республики открыто 78 месторождений, из которых 26 введено в эксплуатацию. В разработку вовлечено 79,5 % разведанных запасов, из которых около 60% относится к трудноизвлекаемым. Основные разрабатываемые месторождения находятся в эксплуатации более 20 лет и имеют выработанность запасов 55,4%. Из разрабатываемых месторождений часть (14 месторождений) находится в стадии

«яфающей добычи.

!

| В этих условиях для обеспечения разработки месторождений с вы-окими технико-экономическими показателями необходимы принци-йльно новые системы разработки, нетрадиционные способы и тех-ифогии, сочетающие многофакторные стимулирующие воздействия -^продуктивные пласты для интенсификации добычи нефти и соот-«кствующее новым условиям информационное геофизическое обеспечение разработки нефтяных месторождений. !

В основу диссертационной работы положены результаты исследований соискателя в области промыслово-геофизических и гидродинамических методов исследований и испытаний скважин, разработки техники и методики воздействия на продуктивные пласты для интенсификации нефтепритока, создания новых технических средств и технологий геофизических исследований наклонных и горизонтальных скважин и способов повышения эффективности их эксплуатации. Соискатель, работая с 1968 года главным инженером предприятия, начальником отдела промысловой геофизики, главным инженером производственного объединения "Татнефтегеофизика", был руководителем и непосредственным исполнителем ряда научно-технических разработок. С 1996 г. он является научным руководителем по проблеме создания комплексной методики, технологии исследования, обработки и интерпретации геолого-геофизических данных при проводке и эксплуатации горизонтальных скважин. •

Диссертация основана на 68 опубликованных работах, включающих 18 изобретений (5 из них защищены патентами Российской Федерации) и 7 отчетах по опытно-методическим работам, которые посвящены решению широкого круга геолого-технических задач геофизического контроля За разработкой нефтяных месторождений на поздних стадиях эксплуатации.

Общая характеристика работы

Актуальность. Поздняя стадия разработки нефтяных месторождений характеризуется следующими факторами:

• неуклонное снижение добычи нефти за счет истощения активно разрабатываемых и ухудшения структуры оставшихся запасов;

• прогрессирующее обводнение продуктивных пластов, приводящее к отключению скважин от действующего фонда;

• снижение эффективности геолого-технических мероприятий по обеспечению добычи нефти;

• увеличение физического износа скважин, экологические осложнения.

Необходимым условием замедления падения добычи нефти становятся обеспечение наиболее полной выработки охваченных заводнением активных запасов и ввод в эффективную разработку трудноиз-влекаемых запасов путем бурения новых скважин на разрабатывае-

мых площадях, отключение обводненных пластов из разработки и дальнейшее использование скважин для эксплуатации невыработан-ных объектов; поиск и внедрение новых систем разработки, в том числе с применением горизонтальных скважин (ГС), восстановление скважин нерентабельного фонда зарезкой боковых горизонтальных стволов (БГС).

Во всех современных технологических схемах добычи нефти, особенно при проектировании освоения трудноизвлекаемых запасов, предусматриваются варианты с использованием скважин с горизонтальными стволами.

Технология бурения горизонтальных скважин практически переходит из категории сложных в стандартную. АО "Татнефть" в 1998-99 гг. планирует бурить ежегодно по 50-65 горизонтальных скважин и по 110-130 боковых горизонтальных стволов для восстановления скважин старого фонда, а АО "Удмуртнефть" решило с 1.10.97 г. прекратить бурение вертикальных и наклонных скважин и перейти на строительство только ГС и БГС. При таких темпах развития горизонтального бурения решение проблемы геофизического информационного обеспечения процесса строительства и эксплуатации этих скважин имеет исключительно важное значение.

В этих условиях решение задач геофизических исследований в отдельных скважинах перерастает в актуальную проблему создания системы информационно-геофизического обеспечения разработки нефтяных месторождений с использованием различных категорий скважин.

Цель и задачи исследований

Цель работы. Создание системы геофизического информационного сопровождения разработки нефтяных месторождений на поздних этапах в условиях падающей добычи и широкого применения горизонтальных скважин на основе новых технических средств и технологий исследований скважин и воздействия на продуктивные пласты для интенсификации нефтепритока.

Задачи исследований. Для достижения поставленной цели были сформулированы и решались следующие задачи:

• изучение геолого-технических условий бурения скважин на разрабатываемых площадях в зонах интенсивной закачки воды для

оптимизации комплекса геофизических и гидродинамических исследований;

• разработка аппаратуры и изучение применения метода высокочувствительной термометрии на основе исследования стационарных и нестационарных тепловых полей для решения задач контроля за разработкой нефтяных месторождений;

• совершенствование геофизического контроля за разработкой нефтяных месторождений и оптимизация комплекса исследований скважин на основе применения новых методов и аппаратуры для решения геолого-промысловых задач в действующих скважинах и в процессе их ремонта;

• развитие исследований по усовершенствованию технологии гидродинамического воздействия на продуктивные пласты в комплексе с кислотной обработкой, уплотнением перфорации, термогазохимическим и электрогидравлическим методами;

• изучение состояния геофизического сопровождения строительства и эксплуатации горизонтальных скважин, разработка новых технических средств и технологий исследований горизонтальных скважин;

• исследование горизонтальных скважин в динамическом режиме в процессе освоения их свабированием, компрессорным методом. Обоснование целесообразности применения глубокой перфорации в отдельных интервалах горизонтальных скважин вместо магниевых фильтров;

• развитие техники и технологии испытания горизонтальных скважин;

• создание информационной базы геофизического обеспечения разработки нефтяных месторождений наклонными и горизонтальными скважинами;

• обеспечение промышленного использования новых геофизических технологий на разрабатываемых месторождениях.

Научная новизна. На основе проведенных автором исследований и разработок выполнены технические и технологические решения по геофизическим и гидродинамическим исследованиям, внедрение которых решило проблему информационного обеспечения бурящихся и

эксплуатационных скважин на поздней стадии разработки нефтяных месторождений Татарстана и Удмуртии, в том числе:

1. Оптимизирован комплекс геофизических и гидродинамических исследований для решения задач контроля за разработкой нефтяных месторождений.

2. Разработана аппаратура и предложен метод высокочувствительной термометрии для решения задач контроля за разработкой нефтяных месторождений.

3. Усовершенствована технология гидродинамических воздействий на продуктивные пласты с целью интенсификации нефтеприто-ков.

4. Изучены технические возможности и недостатки существующих технологий геофизических исследований горизонтальных скважин и создан новый способ исследований горизонтальных скважин на основе применения жесткого геофизического кабеля.

5. Впервые выполнены исследования горизонтальных скважин с помощью жесткого геофизического кабеля в различных геолого-технических условиях в открытом стволе, в колонне, через насосно-компрессорные трубы, в стационарном и динамическом режимах работы скважин; проведена перфорация различными типами перфораторов, оценена перспектива применения кабельной технологии исследований горизонтальных скважин.

6. Обоснована и внедрена в производство технология поинтер-вального испытания горизонтальных скважин с помощью пластоис-пытателей на трубах с переходом (при необходимости) на пробную эксплуатацию отдельных участков.

7. Создана информационная база геофизического обеспечения разработки нефтяных месторождений наклонными и горизонтальными скважинами на основе применения новых технических средств и технологий исследований горизонтальных скважин.

Новизна предложенных автором технических и методических разработок защищена авторскими свидетельствами на изобретения.

Защищаемые автором научные положения и результаты.

1. Изменяющиеся в процессе разработки месторождений геолого-промысловые и геолого-технические условия требуют постоянного

совершенствования технико-технологических средств геофизических исследований скважин различных конструкций.

2. Существующие техника и технологии затрудняют эффективное проведение геофизических исследований в горизонтальных скважинах, поэтому необходимо создание новых, более эффективных нетрадиционных средств доставки приборов в горизонтальный ствол и технологий геофизических исследований.

3. Для улучшения гидродинамической связи продуктивных пластов со скважиной необходимо применение технологий многофакторного воздействия гидродинамическими, тепловыми, волновыми и термохимическими методами.

4. Оптимизированный комплекс геофизических и гидродинамических исследований и технологий для решения различных геолого-промысловых задач.

5. Оригинальный способ геофизических исследований наклонных и горизонтальных скважин в процессе их строительства и эксплуатации с помощью специального жесткого геофизического кабеля.

6. Параметрический ряд новых геофизических кабелей, обладающих повышенными техническими параметрами по прочности и жесткости для применения в горизонтальных скважинах.

Практическая ценность. Разработанные автором технические средства, способы, методики и технологии широко применяются при геофизических исследованиях бурящихся и действующих скважин на нефтяных месторождениях Татарстана и Удмуртии. Разработанные приемы, техника и методика гидродинамических исследований характеризуются технологичностью промышленного применения, сравнительно малой трудоемкостью, наличием информационного обеспечения количественной оценки получаемых результатов. Это позволило значительно расширить область эффективного применения пла-стоиспытателей для повышения продуктивности скважин.

Создание технологии исследований наклонных и горизонтальных скважин с использованием жесткого геофизического кабеля открывает новое направление в развитии нефтепромысловой геофизики. Решение проблемы доставки приборов в горизонтальные скважины создает благоприятные условия для обеспечения геофизической информацией строительства и эксплуатации горизонтальных скважин.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы неоднократно докладывались на различных научных конференциях и семинарах, опубликованы в научных изданиях (г. Сургут, 17-2-11.86 г.; г.Краснодар, 2-5.12.86 г.; г.Москва, 1517.10.89г.).

Результаты геофизических исследований горизонтальных скважин доложены и обсуждены на семинаре-дискуссии по "Разработке нефтяных месторождений горизонтальными скважинами в АО "Татнефть" ( г. Альметьевск, 25.06.96), семинарах-совещаниях НК "Сиданко" по "Строительству горизонтальных скважин" ( г.Ижевск, 9-13.09.96 г., 29-30.10.97 г.), на семинаре -дискуссии по проблеме "Современная ядерная геофизика при поисках, разведке и разработке нефтегазовых месторождений" (г.Бугульма, 14-15.05.97 г.), на международном симпозиуме " Новая геофизическая техника для исследования бурящихся и действующих вертикальных скважин" (г. Уфа, 2324.04.97 г.), на семинаре-дискуссии "Проблемы первичного и вторичного вскрытия пластов при строительстве и эксплуатации вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин" (г. Уфа, 5-6.12.96 г.), на международной геофизической конференции и выставке (Москва, 1997 г.), на заседании Экспертного совета нефтяной промышленности Минтопэнерго по проблеме "Состояние и пути развития геофизических исследований в процессе строительства, испытаний и эксплуатации горизонтальных скважин" (г. Москва 8.07.97 г.).

Публикация. Для подготовки диссертации использованы результаты исследований соискателя опубликованные в 68 научных статьях, включающих 17 авторских свидетельств на изобретения, 5 из которых защищены патентами, и одну принятую ВНИИГПЭ заявку на изобретение.

Реализация результатов работы. Основные результаты диссертации внедрены АО "Татнефтегеофизика" в производство работ на скважинах АО "Татнефть", "Удмуртнефть", "Лангепаснефтегаз" Оптимизированный комплекс геофизических и гидродинамических исследований внедрен на Ромашкинском, Ново-Елховском, Бавлинском и других месторождениях, находящихся в поздней стадии разработки.

Технология исследований горизонтальных скважин с помощью жесткого геофизического кабеля освоена и применяется в производственном режиме для исследований горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов АО "Татнефть" и "Удмуртнефть" с ию-

ня 1996 года. За 1996 год исследована 31, а в 1997 году - 230 горизонтальных скважин. Эти результаты свидетельствуют о том, что новые разработки автора успешно выходят на широкий производственный уровень.

В результате внедрения разработок соискателя на месторождениях Татарстана и Удмуртии получен экономический эффект более 165,0 млрд. рублей.

За творческое сотрудничество,, ценные советы и помощь в проведении исследований автор выражает глубокую благодарность и признательность проф., д.т.н. П.А. Бродскому, академику РАЕН д.г.-м.н. Р.Х. Муслимову, проф. д.г.-м.н. Е.Б. Грунису, проф. д.т.н. А.И. Фио-нову, проф. д.г.-м.н. Н.Ш. Хайрединову, д.г.-м.н. P.C. Хисамову, д.т.н., Р.Т. Фазлыеву, к.т.н. P.C. Латыпову, к.г.-м.н. А.Ф. Гильман-шину, к.т.н. Г.Н. Филиди и сотрудникам АО "Татнефтегеофизика" к.г.-м.н. В.Г. Рогожину, к.г.-м.н. Р.Ш. Хайретдинову, Р.И. Юсупову, М.Я. Аглиуллину, П.М. Кудашеву, В.Д. Емельянову, В.Д. Чухвичеву, Я.К. Нуретдинову, В.А. Новомлинову, A.A. Асатову, М.И. Мансурову, Е.М. Царуку, П.П. Киясову.

Содержание работы

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ЗАДАЧИ ГЕОФИЗИЧЕСКОГО О