Повышение эффективности контроля разработки нефтяных месторождений методами ядерной геофизики в действующих насосных скважинах Башкирии и Татарии

• Автор: Скопов, Юрий Федорович
• Шифр специальности: 04.00.12
• Научная степень: Кандидатская
• Место защиты: 0
• Количество страниц: 143 c. : ил

ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ .Я

Глава I. СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ

МЕТОДОВ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ .м

1.1. Особенности разработки залежей нефти на поздней

стадии их эксплуатацииМ

1.2. Динамика и тенденции изменения структуры эксплуатационного фонда нефтяных месторождений У

1.3. Анализ технологии и средств геофизических исследований насосных скважин

Глава II. РАЗРАБОТКА АППАРАТУРЫ ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ НАСОСНЫХ

СКВАЖИН МЕТОДАМИ НЕЙТРОННОЙ РАДИОМЕТРИИ.

2.1. Исследование влияния режима работы скважины на условия измерения Зй

2.2. Выбор и обоснование конструктивных параметров радиометрической аппаратуры для исследования насосных
скважин .
2.3. Аппаратура .
Глава III. РАЗРАБОТКА ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ
ИССЛЕДОВАНИЙ НАСОСНЫХ СКВАЖИН
3.1. Исследование конструктивных особенностей насосных скважин и обоснование исходных данных для разработки оборудования и технологии ГИС
3.2. Разработка оборудования для проведения ГИС
действующих насосных скважин .
Глава 1У. РЕЗУЛЬТАТЫ ВНЕДРЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ И СЩЦСТВ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПО ФОНДУ НАСОСНЫХ СКВАЖИН
4.1. Особенности технологии исследования насосных скважин .9
4.2. Методика интерпретации материалов ННМ0Н
4.3. Примеры решения отдельных задач контроля разработки нефтяных месторождений при исследовании действующих
насосных скважин. .
ЗАКЛЮЧЕНИЕ .
ЛИТЕРАТУРА


Альметьевск, г. Коллегии Миннефтепрома по вопросам исследования геофизическими методами скважин при капремонте и технического прогресса в нефтепромысловой геофизике Нефтекамск, г. Публикация. Содержание основных разделов работы изложено в 8 печатных работах и 4 авторских свидетельствах. Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения. Общий объем работы 0 страниц и включает список литературы наименований, рисунков и в таблиц. Диссертационная работа, начиная с года, выполнялась в БашНИПИнефть и затем с года во ВНИИнефтепромгеофизике. В.Л. Комаров. Автор всегда хранит глубокую благодарность и память о нем. Искренне благодарит автор и другого научного руководителя кандидата технических наук И. Г.Жувагина за помощь на стадии завершения работы. Особую признательность автор выражает к. Е.В. Семенову, к. В.М. Арбузову, к. В.В. Труфанову, д. Н.Н. Репину, д. Г.Н. Звереву, д. Д.А. Кожевникову, к. А.М. Кривоплясову, к. Б.И. Леви, к. В.Н. Старикову, к. Ю.В. Коноплеву, к. И.Л. Дворкину за ценные замечания и помощь на отдельных этапах работы над диссертацией. ГЛАВА I. СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ МЕТОДОВ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ. Особенности разработки залежей нефти на поздних стадиях их эксплуатации. Большинство крупных месторождений нашей страны, таких как Ромашкинское, Арланское и др. Применение такой системы разработки позволяет наряду с резким повышением конечного коэффициента нефтеотдачи, значительно сократить сроки разработки залежи. Однако неоднородность строения продуктивных пластов и повышенная вязкость нефтей на ряде месторождений не позволяют полностью использовать преимущества водонапорного режима. Конечный коэффициент нефтеотдачи зависит от условий залегания и разработки отдельных месторождений и может колебаться от 0,8 до 0,3 , . При водонапорном режиме происходит прогрессирующее обводнение добываемой продукции и рост количества обводнившихся скважин. При этом обводнение эксплуатационного фонда носит весьма неблагоприятный характер. Даже в начале разработки месторождения, когда обводненность жидкости составляет всего 5, количество скважин, в продукции которых содержится вода, достигает и более от всего фонда. Нередко остановка скважины приводит к временному иногда стойкому увеличению обводненности продукции после ее пуска. Как показано в работе бб, это связано с проникновением во время остановки скважины воды из обводнившихся пропластков в нефтенасыщенные и оттеснением нефти от скважины. Большое значение на характер обводнения продуктивных пластов, наряду с их коллекторскими свойствами, имеет соотношение отбора и закачки жидкости в пласт. Различают в основном два типичных вида их обводнения бб. Первый вид обводнения характеризуется постоянным и относительно медленным ростом содержания воды в продукции скважины. Этот вид обводнения, позидимому, характерен для скважин, расположенных в водонефтяных зонах, и определяется подъемом ВНК, а для скважин, расположенных в полностью нефтенасыщенной зоне, опережающим продвижением воды по подошве пласта. Второй характеризуется относительно длительным периодом работы скважины с медленно нарастающим содержанием воды, а затем интенсивным ростом обводнения. Этот вид обводнения, повидимому, свидетельствует о послойном избирательном обводнении пластов. Как предполагают авторы работы бб , в некоторых случаях послойное обводнение проявляется как первый вид обводнения. Вид обводнения можно установить только после детального изучения разреза, вскрытого скважиной, учитывая ее положение на структуре. Теоретические и лабораторные исследования на моделях неоднородного пласта показали, что при малых скоростях вытеснения малых темпах отбора жидкости, благодаря эффективному проявлению капиллярных сил, определяющее движение и прорыв воды в скважину происходят по зонам с малой проницаемостью. В зонах с высокой проницаемостью вытеснение более медленное и поэтому нефть из них извлекается в водный период эксплуатации.