Геофизическое сопровождение ГРП методом ВАК

К.г.-м.н. Пименов Ю.Г.

К.г.-м.н. Черноглазов В.Н.

Программа интерпретации КАМЕРТОН , 2000г.

К истории метода ВАК.

Изучение упруго-деформационных свойств пород. В.М.Добрынин, 1970г.

Ивакин Б.Н., Карус Е.В., Кузнецов О.Л. Акустический метод исследований скважин, 1978

Цифровая многоканальная скважинная аппаратура ВАК 1994г.

Тип аппаратуры Производитель Примечание

     

АКВ Киевский завод Двухчастотный

     

АВАК Тверьгеофизика Дипольный излучатель

     

АМАК НПП «Геометр» 16 приемников

АКШ-42 Двухчастотный, 42мм

     

АКШ Краснодар 4 приемника

     

СПАК-6ДМ ВНИИГИС  

Аппаратура многозондового акустическогокаротажа AMAK-2

Основные характеристики:Зонды И-3.0-П1-0.1-П2-0.1-…-0.1-П16Монопольный акустический излучатель частота 12.5/18.0 кГцВнешний диаметр 89 ммМаксимальная рабочая температура 120CМаксимальное рабочее давление 80 мПаТип кабеля 3-жильный, армированныйТелеметрия Аналого-цифроваяКоличество приемников 16Шаг квантования по времени 12-разрядного АЦП : 4.0 мксКвантование по глубине 0.1 мСкорость каротажа не более 800 м/час

Кросдипольный зонд АВАК-11

Численное моделирование акустическогометода

Волна Лэмба-Стоунли, L-StПоперечная волна, S

Продольная волна, P

Физическая основа оценки нефтенасыщения

За одну спуско-подъемную За одну спуско-подъемную операцию по данным волнового операцию по данным волнового

акустического каротажа акустического каротажа

Коэффициент нефтенасыщенности;

Общая и динамическая пористость пород;

Упругие модули пород (динамические); Качество гидродинамической сообщаемости скважины с продуктивным пластом;Величина зазора на контакте цемент-колонна;

Традиционные методы интерпретации

Методы интерпретации ГЕТЭК

ВАК (на всех этапах работы с залежью) за одну спуско-подъемную операцию

ооццееннккаа ооббщщеейй ппооррииссттооссттии ппоорроодд ппллаассттаа..

1)коэффициент текущей нефтенасыщенности пород, положение контактов ВНК и ГЖК; 2) пористость пород: общая, динамическая, трещинная, кавернозная; 3) проницаемость пород;

4) упругие свойства пород: сжимаемость, модуль Юнга, коэффициент Пуассона, модуль сдвига; (динамические и статические); 5) наличие или отсутствие зазоров между колонной и цементным камнем, их размер и протяженность; 6) качество гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом в интервале перфорации или в открытом стволе.

Технологии ВАК(Пластовые воды соленые или опресненые;

ствол скважины открытый или качественно зацементированный)

Заключение по качеству цементирования (расчет зазора наконтакте цемент-колонна)

Определение упруго-деформационных свойств пород

Оценка степени гидродинамической связи пласта и скважины

Коллектортрещинно-кавернозный

Выделениетрещиноватых

интервалов

Выделениекавернозныхинтервалов

Определение(оценка) Кт и Кпр

Определение(оценка) Ккав и Кпр

Коллектор межзерновой

Выделение интерваловгазо-, нефти- и водо-насыщенных пород

Выделение интерваловгидроразрыва пород или

интерваловфизико-химического

воздействия

Определение Кн начальнойили текущей

Определение Кпр и Кп.дин.

Определение Кпр и Ктртрещинных интервалов

Результаты комплексного анализа: определение работающего интервала перфорации, Кн, Кп.Скв.318 Кислорское м-е, Зап.Сибирь.

Дополнительная добыча нефти из интервалов определённым по результатам ВАК.

Qж (м3/cут)

Qн (м3/cут)

% воды

До перфорации

3

1

59

После дострела

30

12

48

Скв.№318, Кислорское м-ние.

Проектные точки ГПП

Оценка гидродинамической связи пласта со скважиной при ГРП по данным ВАК

Оценка выработанности запасов по скважине после отбора 1 млн. тонн

нефти(рифогенные известняки девона)

Места применения технологии технологии ВАК

Добывающие компании:Добывающие компании:

Лукойл, Газпром, РИТЭК, СЕДАНКО, СИБнефть, СургутНГ и др.

Сервисные компании:Сервисные компании:

Урал-Дизайн, Инфрэк, Оренбургская СНГ, Газпром геофизика, Коминефтегеофизика, Карсноярское УГР, Актюбгеофизика и др.

Россия: Калининградская НГО; Тимано-Печорская НГП (Ухта,

Вуктыл, Усинск); Западно-Сибирская НГП ( Н-Вартовск,

Стрежевой, Мегион, Томск, Х-Мансийск); Волго-Уральская НГП (Татария, Ижевск, Оренбург); Краснодарская НГО.

Казахстан, Туркменистан, Китай.

Сопровождение ГРП методом ВАК

Задачи первого замера ВАК (до ГРП )

     Оценка техсостояния скважины:= качество цементирования и состояние колонны;= степень гидродинамической связи пласта со стволом скважины (в открытом стволе или в зоне перфорации).

Оценка свойств коллекторов в изучаемом интервале для

проектирования способа воздействия : = текущая нефте-газонасыщенность;= = фильтрационно-емкостные свойства пород и тип коллектора; =упруго-деформационные свойства пород.

Выбор места посадки пакера и щелевой перфорации; Выбор вида ГРП (локальный, поинтервально-

направленный и др. )

Задачи второго замера ВАК(после ГРП)

      

Оценка техсостояния скважины после баровоздействия:= качество цементирования и состояние колонны;= степень гидродинамической связи пласта со стволом скважины. Оценка свойств коллекторов в интервале воздействия:

=высота зоны баровоздействия;= высота магистральной трещины ГРП с входом основного объема пропанта или химреагента и оценка ее ориентировки ;

Оценка свойств подстилающих и перекрывающих пород;

Геофизический образ зоны баровоздействия от ГРП (скв.606 пл.Курбатовская)

Pпл нач =17.9 МПа; Pплтек =13.9 МПа; Pнас=13.2 МПа;

Pразр. =33.0 МПа; Pпр =45.0 МПа; Мпр =7.0 т.

Оценка ГРП по данным ВАК

(терригенный разрез, Западная

Сибирь )

Сопровождение ГРП методом ВАК

(Двукратное

ГРП; терригенный разрез; Зап.Сибирь )

===================- Интервалы разрыва произошли в местах первого ГРП;- Выделены интервалы уплотнения и разуплотнения;- Качество цементирования не изменилось

Зоны ГРП в скважинах ю-з периклинали Ладушкинского м-я

1

3

4

5

6

89

10

11

12

13

14

15

16

1718

19

2021

22

23

24

2526

27

28

29

30

3132

33 34

3536

37

38

3940

41

4243

50

51

52

53

54

55

56

57 58

61

62

63

64

65

66

67

68

100

447000 448000 449000 450000 451000 452000 453000 454000 45500051000

52000

53000

54000

55000

56000

57000

58000

ÊÀÐÒÀï î â û ø åí è ÿ ï ë àñòî â î ãî ä àâ ë åí è ÿ í àä ô î í î â û ì

â ðåçóë üòàòå í àãí åòàí è ÿ â î ä û í à Ë àä óø êè í ñêî ì ì åñòî ðî æä åí è è Î Î Î "Ë ÓÊÎ É Ë -Êàë è í è í ãðàä ì î ðí åô òü"

í à 01.01.2004ã.

1 2 3 4 5 6 7 8 9

Зоны влияния скважин нагнетания на 01.01.2004

Оценка прироста добычи нефти на скважине № 66

23.07.2002начало закачки в скв№ 26

19.11.2002 начало закачки в скв№ 28

0

5

10

15

20

25

30

35

40

11.01 02.02 05.02 09.02 12.02 03.03 06.03 10.03 01.04 04.04

Время

Деб

ит

неф

ти т

/сут

.

Фактический дебит Расчётный дебит

+ 5800 т. нефти

Технология применяется с 1994 г.

Имеются положительные заключения ГКЗ и ЦКР.

Технология вошла в руководящие документы:

РД 153-39.0-109-01«Методические указания по комплексированию и этапности

выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и газовых месторождений» Москва, 2002

 «Методические рекомендации по подсчету геологических запасов

нефти и газа объемным методом», Москва-Тверь, 2003

Ближайшие перспективы Прогноз направления трещин ГРП, на основе

изучения неоднородности напряженного состояния пород.

Применение кроссдипольных зондов, типа X-MAC

( раскрытие и направление развития трещин)

Оценка гидропроводности для нефти и воды и прогноз обводненности

Комплексирование ВАК, ГДИС, ВСП

СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ

e-mail: kamerton@getek.ru

WWW.GETEK.RU