Исследование нагнетательных скважин на месторождении

метки: Скважина, Нагнетательный, Пласт, Исследование, Залежь, Месторождение, Часть, Разработка

Основным методом регулирования процесса разработки нефтяных месторождений является поддержание пластового давления разрабатываемых пластов путём их искусственного заводнения. Эффективность принятой системы разработки определяется не только степенью достоверности получаемой информации о геологическом строении объекта разработки, но и знанием закономерностей его заводнения, которые устанавливаются по результатам исследований нагнетательных скважин. Поэтому решение вопросов исследования нагнетательных скважин с целью систематических наблюдений как за закачкой воды, так и их технического состояния имеет первостепенное значение при контроле за разработкой нефтяных месторождений, а так же при охране недр и окружающей среды. Однако, отсутствие единого методического руководства по исследованию нагнетательных скважин, включающего методику их проведения, оптимальный комплекс измерений в зависимости от решаемых задач в значительной степени снижает эффективность получения достоверной информации по этой категории скважин.

В данной курсовой работе изложены задачи исследования нагнетательных скважин, методика проведения исследовательских работ, рекомендации по комплексу измерений в зависимости от характера решаемых задач при контроле и регулировании процесса разработки, охране недр и окружающей среды. Приведены основные технические и метрологические характеристики применяемой аппаратуры, определена область её применения.

1. Общие сведения

1.1 Краткая характеристика района

Самотлорское нефтегазовое месторождение открыто в 1965 году и ведено в разработку в 1969 году. Это месторождение является одним из крупнейших месторождений нефти и газа в мире.

Самотлорское нефтегазовое месторождение находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 750 км к северо-востоку от г.Тюмени и в 15 км от г.Нижневартовска. В непосредственной близости к месторождению располагаются разрабатываемые — Агинское (с запада), Мало-Черногорское (с северо-востоке), Лор-Еганское (с востока), Мыхпайское (с юга) месторождения.

Географически район месторождения приурочен к водоразделу рек Вах, являющейся судоходной, и Ватинского Егана, правых притоков р.Оби. Рельеф слабо пересеченный, с абсолютными отметками от плюс 45 до плюс 75 м. Площадь месторождения сильно заболочена, отмечаются также многочисленные озера. Наиболее крупными являются Самотлор (его площадь 62 км ² ), Кымыл-Энтор, Белое, Окунево, Калач, Проточное и другие. Многие озера и болота в зимний период не промерзают.

Разработка Арланского месторождения

... розовато серого цвета. В некоторых скважинах были подняты мелкозернистые рогообманковые платоклазовые граниты ярко красной окраски. Вятская месторождение занимает огромную площадь и разрабатывать ... купола - Юсуповский, Ново-Хазинский, Ашитский и Нагаево-Актынышбашевский. Арланское нефтяное месторождение связано со сложными тектоно-седиментационными структурами, формирование которых происходило в ...

Растительность представлена смешанными лесами с преобладанием хвойных пород и тальниковыми кустарниками, произрастающими преимущественно по берегам рек и озер.

Климат территории континентальный с коротким прохладным летом и продолжительной холодной зимой. Среднемноголетняя годовая температура воздуха составляет — 3 ⁰ С. Наиболее холодным месяцем года является февраль (-25⁰ С).

Самым теплым — июль (+20⁰ С).

Абсолютный минимум температур -50⁰ С, абсолютный максимум +47⁰ С.

Населенные пункты непосредственно на месторождении отсутствуют. Ближайшие населенные пункты — г.Нижневартовск, г.Мегион, п.Покур, п.Вата и другие — расположены на берегу р.Оби в 35 км и более километрах от рассматриваемого месторождения .Коренное население этого района — русские, ханты и манси. В малонаселенном прежде районе быстро увеличилась численность населения в связи с привлечением специалистов и рабочих со всех концов России.

Основными отраслями хозяйства района являются нефтегазодобывающая промышленность, строительство объектов нефтяной промышленности, лесозаготовки, автомобильное хозяйство и другие.

В Нижневартовске имеется крупный аэропорт, порт речного пароходства, и станция железной дороги. В настоящее время население города Нижневартовска составляет свыше 250 тысяч человек.

1.2 История открытия месторождения

Открытию многочисленных месторождений нефти и газа в Западной Сибири предшествовали многолетние геолого-геофизические исследования территории.

Сравнительно планомерное изучение геологического строения района началось в 1948 году. В этот период были выполнены следующие работы:

• Аэромагнитная съемка масштаба 1 : 1000000
• Аэрогравиметрическая съемка масштаба 1 : 1000000
• Сейсмозондирование и колонковое бурение.

Комплексная интерпретация результатов этих работ позволила определить общие закономерности геологического строения осадочного чехла и фундамента платформы, и выделить тектонические структуры первого порядка, в том числе и Нижневартовский свод.

На территории Нижневартовского свода планомерные поиски перспективных структур методами сейсмических исследований начали проводится с 1957 года. Результаты работ сейсмопартии позволили уточнить тектоническое строение района, выявить и подготовить к поисково-разведочному бурению Самотлорскую, Северо-Покурскую, Ватинскую, Мегионскую, Агинскую и другие структуры.

Глубоким разведочным бурением были открыты крупнейшие нефтяные месторождения: в 1961 году — Мегионское, в 1964 году — Ватинское, Северо-Покурское, а в 1965 году — Самотлорское, Аганское и другие. Промышленно нефтеносные горизонты в них связаны преимущественно с нижнемеловыми отложениями .

После завершения промышленной разведки основных продуктивных горизонтов и утверждение запасов в ГКЗ (1973 г.) в 1977 году Самотлорское месторождение передано на баланс Главтюменнефтегаза.

1.3 Вывод

С экономической точки зрения Нижневартовский район можно считать высоко развитым. Наличие различных путей сообщения с другими районами и странами, позволяет быстро обмениваться информацией, опытом, кадрами и новой техникой. Это позволяет с высокой степенью совершенствовать существующие методы и системы разработки нефтегазовых месторождений данного района.

Самотлорское нефтяное месторождение

... достигает 125 м. Тектоника Тектоническое строение района Самотлорского месторождения не отличается от тектонического строения ... фундамента. Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерскую, Черногорскую и др. По кровле горизонта БВ 10 Самотлорское куполовидное ... строения началось с 1961 года. Геологическое строение месторождения Геологический разрез месторождения представлен отложениями двух ...

В области геологической изученности район считается зрелым. Первые геологические исследования начались порядка 47 лет назад. За этот период в районе открыто более 50 месторождений различных размеров. Самотлорское месторождение является одним из самых старых месторождений района и лидирует по размерам.

2. Геологическая часть

В геологическом строении Нижневартовского свода, где расположено Самотлорское месторождение, принимают участие породы доюрского фундамента, мезо-кайнозойских терригенных отложений, платформенного чехла. скважина геологический водонагнетательный нефть

Геологический разрез месторождения представлен мощной толщей (2740-2870м) осадочных пород мезо-кайнозойского возраста от юрских до четвертичных включительно, несогласно залегающих на размытой поверхности отложений складчатого палеозойского фундамента.

Палеозойский фундамент представлен сильно метаморфизированными глинистыми и глинисто-слюдистыми сланцами.

Комплекс осадочных пород сложен континентальными, прибрежно-морскими и морскими отложениями.

В разрезе месторождения выделяются пять основных продуктивных горизонтов, снизу вверх: БВ₁₀ , БВ₈ , АВ_4-5 , АВ_2-3 и АВ₁ , к которым приурочены нефтяные и нефтегазовые залежи промышленного значения. Отложения продуктивных горизонтов представляют собой толщу мелкозернистых, реже среднезернистых песчаников и алевролитов с прослоями глин. Приурочены они к нижнему отделу меловой системы (мегионская, вартовская и алымская свиты) общей толщиной 1330 м.

Средняя глубина залежей нефти (до ВНК) продуктивных горизонтов АВ₁ , АВ_2-3 и АВ_4-5 составляет 1750 м, горизонтов БВ₈ и БВ₁₀ соответственно 2130 и 2220 м.

Помимо этого промышленная нефтеносность подчиненного значения установлена в пластах ЮВ₁ ¹ и ЮВ₁ ² (васюганская свита верхней юры), БВ_19-20 (ачимовская пачка мегионской свиты нижнего мела), а также в горизонте АВ_6-7 (вартовская свита, барремский ярус).

Залежи свободного газа установлены в горизонтах АВ_6-7 , АВ_4-5 , АВ_2-3 и АВ₁ , и в сеноманском ярусе.

2.2 Гидрогеологическая характеристика месторождения

Самотлорское месторождение приурочено к центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна. В вертикальном разрезе бассейна выделяется пять гидрогеологических комплексов — первый (олигоцен-четвертичный), второй (турон-олигоценовый), третий (ант-альб-сеноманский), четвертый (неокомский) и пятый (юрский).

Особенностью разреза рассматриваемого района является то, что выделяемый турон-олигоценовый комплекс не водоносен, так как на 80-90% представлен глинистыми разностями. Он делит весь разрез на два резко различных по своим гидрогеологическим особенностям этажа. Первый и второй комплексы образуют верхний гидрогеологический этаж. Отложения третьего, четвертого и пятого комплексов слагают нижний этаж.

Комплекс геофизических работ в скважинах Ямбургского Газоконденсатного ...

... экспедиции и объектов работ - Доставка грузов на Ямбургское месторождение осуществляется по ... основной частью топливно-энергетического комплекса нашей страны. Суммарная ... юго-западное, в теплый - северо-восточное. Годовое количество осадков ... воды с указанием расстояния от них до объекта работ ... залежь приурочена к верхней части сеноманских отложений. В связи с открытием Тазовского газового месторождения ...

Пятый водоносный комплекс — трещиноватая зона фундамента, породы коры выветривания и залегающими на них отложениями тюменской и васюганской свит. Вскрытая толщина комплекса 266-303 метра. Коллекторские свойства низкие (К_по =15-20%, К_пр =0.01-65х10 ^-15 м² ).

Дебиты изменяются от 0.52 до 6.79 м³ /сут при депрессии 5.33 и 4.45 МПа и от 21.0 до 65.3 м³ /сут (при динамическом уровне 854 метра).

Q_max =138.6 м³ /сут (васюганская свита).

Судя по замерам статического уровня, воды этого комплекса напорные. Воды соленые, хлоркальциевого типа, минерализация 22.8-33.3 г/л. 90-95% солевых компонентов приходится на CL^(-) и Na⁽⁺⁾ . I-1.7-10 мг/л, Br-44.7-67.1 мг/л, NH₃ ^(-) -24.0-60.0 мг/л. Характерно отсутствие углекислоты и сероводорода.

Растворенный в воде газ имеет метановый состав. Содержание (в %): CH₄ -95.5, C₂ H₆ -2.3, C₃ H₈ -1.3, C₄ H₁₀ -0.5, C₅ H₁₂ -0.2, C₆ H₁₄ -0.1, N₂ -0.3.

Перекрывается пятый водоносный комплекс пачкой плотных битоминозных аргиллитов георгиевской, баженовской и мегионской свит толщиной 40-50 метров.

Четвертый водоносный комплекс охватывает отложения мегионской, вартовской и нижней части алымской свит валанжин-готерив барремского возраста. К_по =20-30%, К_пр =20-40х10^-15 — 1х10х10^-12 м² . Толщина свиты 580-630 метров. Воды являются напорными. Пластовые воды CL-Ca типа с минерализацией пластов БВ от 20.0 до 33.5 мг/л и вышележащих АВ от 17.0 до 24.0 мг/л. Преобладают CL^(-) и Na⁽⁺⁾ , содержание которых соответственно 10845.0-20161.0 мг/л и 5864.0-10827.0 мг/л.

⁽⁺⁺⁾ =334.0 мг/л(АВ_4-5 ) = 2220.0 мг/л (БВ₈ ).^(-) =586/4 мг/л(БВ_1-2 ) = 85 мг/л (АВ₁ ).

Микрокомпоненты I, Br, NH ₄ , B и SO₂ .

₂

Четвертый водоносный комплекс перекрывается пачкой глин алымской свиты толщиной 23-42 м.

Третий водоносный комплекс слагается отложениями покурской свиты апт-альб-сеноманского возраста. Отличается от выше и нижележащих преобладанием песчаных отложений, выдержанных как в разрезе, так и по площади. Толщина изменяется от 680 до 700 метров.

Водонасыщенные отложения в рассматриваемом районе характеризуются высокими коллекторскими свойствами: пористость 23-32%, проницаемость 30-170х10^-15 м² — 360-970х10^-15 м² . Подземные воды покурской свиты использовались для законтурного заводнения.

Воды напорного апт-сеноманского комплекса CL-Ca типа, бессульфатные с минерализацией 15.3 г/л — 19.2 г/л.

Водоупором сеноманского комплекса является мощная (500-800 метров) толща преимущественно глинистых пород верхнемелового и палеогенового возраста.

Характеристика продуктивного пласта АС11 в Фроловской нефтегазоносной области

... первоочередного участка (СибНИНП) Северо-Салымское месторождение введено в эксплуатацию. В 1977 г. по результатам бурения скв.96Р выявлена залежь в коллекторах пласта БС 6 (дебит нефти ... и палеозоя; оконтуривание площади нефтеносных горизонтов на собственно Северо-Салымской площади; выявление залежей на мало амплитудных поднятиях в непосредственной близи от месторождения; уточнение коллекторских и ...

Первый водоносный комплекс приурочен к континентальным отложениям олигоценового и четвертичного возраста толщиной 350-360 метров.

Воды комплекса напорно-безнапорные. Дебиты водозаборных скважин на месторождении изменяются от 389 до 717 м³ /сут. Комплекс находится в зонах интенсивного и затрудненного водообмена.

Для хозяйственно-питьевого водоснабжения в рассматриваемом районе используются воды атлым-новомихайловского и тавдинского водоносных горизонтов.

2.3 Характеристика продуктивных пластов

2.3.1 Характеристика геологического строения продуктивного горизонта БВ ₁₀

Горизонт БВ₁₀ залегает на глубинах 2100 — 2220 м, и представлен частым чередованием маломощных и нередко линзовидных прослоев песчаников, алевролитов и плотных глинистых пород.

В настоящее время в составе горизонта выделяются два пласта БВ₁₀ ⁰ и БВ₁₀ ¹⁺² .

Пласты БВ₁₀ ⁰ и БВ₁₀ ^1-2 разделены пачкой глин, средняя толщина которой 5 м. Это обстоятельство, а также несовпадение наиболее мощных и проницаемых пород пластов в плане обусловили гидродинамическую изолированность залежи пласта БВ₁₀ ⁰ от залежи пласта БВ₁₀ ^1-2.

Основная залежь, содержащая 72.8% запасов горизонта, приурочена к южной части структуры. Залежь контролируется структурными особенностями и литологической изменчивостью песчаных пропластков. В ее пределах выделено две чисто-нефтяные зоны: Самотлорская и Южно-Белозерная разделенные водонефтяной зоной, ширина которой увеличивается с юго-востока на северо-запад от 4 до 6 км. ВНК в большинстве скважин колеблется в пределах отметок минус 2150 — 2160 м, понижаясь в восточном направлении. Вблизи зон замещения наблюдается подъем ВНК до минус 2114.4 м связанный, вероятно, с ухудшением коллекторских свойств песчаников. Размеры основной залежи 24´18.5 км, высота — 125 м.

Северная залежь приурочена к Северу-Белозерной структуре, с юга ограничена зоной замещения коллекторов глинистыми породами. Размеры залежи 10.5´12 км, высота — 75.

В пласте БВ ₁₀ ⁰ разведаны две залежи Северо-Белозерная и Черногорская.

Северо-Белозерная залежь структурно-литологического типа, содержит 88.5% запасов БВ₁₀ ⁰ . Залежь имеет неправильную форму вытянутую в северо-восточном направлении. С северо-востока и севера залежь подпирается контурными водами. Максимальная ширина ВНЗ — 1750 м. ВНК фиксируется на отметках минус 2185 — 2203 м. Размеры залежи 18´25 км, высота — 110 м. Черногорская залежь относится к типу пластовых сводовых, расположена в 8 км к северо-востоку от Северо-Белозерной. ВНК принят на отметке минус 2230 м. Размеры ее 3´7 км, высота — 32 м.

В пределах залежей пласт БВ₁₀ ⁰ развит в фации промышленно- продуктивных коллекторов, на остальной площади он замещается глинистыми породами или представлен маломощными водоносными песчано-алевролитовыми линзами. Общая толщина пласта — 15 м.

Объект БВ₁₀ Самотлорского месторождения отличается крайне сложным геологическим строением, слабо пространственной выдержанностью слагающих его коллекторов. Основными элементами геологической неоднородности проницаемой части пласта являются:

гидродинамически связанные коллекторы (ГСК) — пропластки, приуроченные к интервалам разреза с песчанистостью 0.6 и более. Проницаемость ГСК — 0,422 м² .10^-12 , залегают в кровельной части разреза горизонта;

прерывистые коллекторы (ПК) — пропластки, приуроченные к интервалам разреза с песчанистостью 0,3 — 0,6. Проницаемость ПК — 0,109 м² .10^-12 , залегают, как правило, в центральной, реже в кровельной и подошвенной частях горизонта;

сильно прерывистые коллекторы (СПК), приурочены к интервалам разреза с песчанистостью 0,3 и менее. Проницаемость СПК — 0,036 м² .10^-12 , залегают в основном в подошвенной, реже в центральной части разреза.

По удельному содержанию объема пород того или иного литологического класса продуктивные пласты подразделяют на 4 типа:

Средняя песчанистость Р > 0,7; в разрезе присутствуют лишь ГСК;

• 0,5 <
• Р <
• 0,7;
• доля ГСК изменяется от 0,5 до 1;

. Средняя песчанистость 0,3 < Р <0,5; доля ГСК от 0,5 до 0,3; преобладают пропластки, относящиеся к ПК и СПК;

. Р < 0,3, ГСК в разрезе отсутствует; преобладает СПК, на долю которого приходится 50 — 100% объема нефтенасыщенных пород.

В соответствии с приведенной выше классификацией на большей части площади горизонт БВ₁₀ по своим геологическим характеристикам относится к третьему (45% площади) и четвертому типам строения.

Пласт БВ₁₀ в площади ОДАО «Самотлорнефть» представлен коллекторами, относящимися в основном к классу СПК и ПК, которые характеризуются частым чередованием аргиллитов и плотных пород с прослоями песчаников, имеющих толщины от 0,4 до 4,0 м.

2.3.2 Характеристика геологического строения продуктивного горизонта БВ ₈

Горизонт БВ₈ является основным продуктивным горизонтом Самотлорского месторождения. Отложения горизонта представлены прибрежно-морскими осадками, хорошо выдержанными по площади и толщине.

По характеру строения, литологическому составу пород и распространению их по площади в разрезе горизонта БВ₈ выделяют сверху вниз три пласта: БВ₈ ⁰ , БВ₈ ^1-2 , БВ₈ ³ .

К выделенным пластам приурочены две нефтяные залежи горизонта: залежь пласта БВ₈ ^1-3 и залежь пласта БВ₈ ⁰ .

Залежь пласта БВ₈ ^1-3 — это основная интенсивно разрабатываемая залежь горизонта пластово-сводового типа. Содержит 24% геологических запасов нефти месторождения. Размеры ее 27´37.5 км, высота 138 м. ВНК в монолитных песчаных телах практически горизонтален с незначительным наклоном на северо-восток. Находится на отметках минус 2072 — 2085 м. Водонефтяная зона занимает около 23% площади залежи. Залежь приурочена к пластам БВ₈ ^1-2 и БВ₈ ³ .

Пласт БВ₈ ¹⁺² развит повсеместно и включает почти 70% объема нефтенасыщенных пород продуктивного горизонта. В целом пласт отличается незначительной глинистостью. Прослои глин имеют малую толщину и сравнительно редки. Средняя мощность песчаников на участках самостоятельного развития пласта 16 метров.

Залежь пласта БВ₈ ⁰ относится к структурно-литологическому типу. Размеры залежи 28.5´41 км, высота 151 метр. От нижележащего пласта залежь повсеместно отделяется глинистым разделом толщиной 8 — 12 метров, однако, ВНК отбивается на тех же отметках, что и в пласте БВ₈ ^1-3 . Площадь водонефтяной зоны занимает 87% площади залежи.

Пласт БВ₈ ⁰ имеет неповсеместное распространение. Отделен от нижележащего пласта БВ₈ ^1-2 глинистым разделом толщиной 8 — 12 метров. Наиболее продуктивная часть пласта расположена в присводовой и юго-восточной части структуры. Характеризуется присутствием хотя бы одного не глинистого песчаного слоя толщиной два и более метров. Эффективная толщина пласта в отдельных скважинах здесь достигает 14.6 метров. Средняя эффективная толщина пласта БВ₈ ⁰ равна 4,8 метров.

2.3.3 Характер-ка геологического строения продуктивного горизонта АВ _4-5

Основная залежь нефти горизонта АВ_4-5 относится к типу пластовых сводовых. Размеры ее 27´18.7 км. Залежь имеет небольшую газовую шапку в сводовой части, занимающую 2% площади. Этаж нефтеносности залежи 70м, высота центральной газовой шапки 15м. Водонефтяной контакт принимается на отметках — 1670 — 1690 м, газонефтяной контакт на отметке — 1615 м.

Залежь нефти горизонта АВ_4-5 характеризуется обширной водонефтяной зоной, занимающей 90% ее площади, ширина ее колеблется от 3 до 15 км, на большей части площади 8 — 12 км.

В пределах залежи горизонта АВ _4-5 были выделены следующие типы разреза:

представленный преимущественно монолитными песчаниками (толщина проницаемого прослоя > 4 м);

• представленный чередованием песчано-алевролитовых и глинистых слоев.

Общая толщина пород, слагающих горизонт АВ_4-5 является значительной — достигает 60 м, эффективные же толщины колеблются от 10 м на западе и северо-западе до 53 м в центре залежи при среднем значении этой величины 30 м, а нефтенасыщенной толщины 19 м.

2.3.4 Характер-ка геологического строения продуктивного горизонта АВ _2-3

Продуктивный горизонт АВ_2-3 общей толщиной 32 м отделен от горизонта АВ_4-5 глинистым разделом толщиной 6 — 10 м и имеет сложное геологическое строение.

Приуроченная к горизонту залежь нефти, относится к типу пластовых сводовых. Залежь имеет газовую шапку размером 15´10.5 км и высотой 20 м. Размеры нефтяной залежи 32´50 км, высота — 94 м, этаж нефтеносности 75 м. Ширина водонефтяной зоны колеблется от 0.6 до 14 км, в среднем она равна 2 — 3 км. Водонефтяной контакт установлен на отметках 1680 — 1693 м, отмечается слабый его наклон в восточном направлении. В тонкослоистом разрезе отмечается тенденция к подъему ВНК.

Газонефтяной контакт практически горизонтален с некоторыми отклонениями в ту и другую сторону — 1611 м, обусловленными неоднородностью пластов и ошибками в определении удлинении наклонных скважин.

В пределах залежи продуктивная толща горизонта имеет два типа строения: первый тип представлен чередованием проницаемых слоев толщиной менее 4 м с глинистыми непроницаемыми слоями. Ко второму типу относится проницаемая структура горизонта, когда в разрезе его появляется хотя бы один монолитный песчаный слой толщиной 4 и более метров.

Горизонт АВ₁ отделен от нижележащего горизонта АВ_2-3 глинистым разделом толщиной 6 метров.

В составе горизонта выделяют два пласта: АВ₁ ³ — сложенный преимущественно слабоглинистыми песчаниками; АВ₁ ^1-2 — представленный в основном своем объеме сильноглинистыми («рябчиковыми») породами. Общая толщина пласта АВ₁ ³ равна 14 м, пласта АВ₁ ^1-2 — 24 м.

Залежь нефти пласта АВ₁ ³ относится к типу пластовых сводных с обширной газовой шапкой. Размеры нефтяной залежи 35´55 км, этаж нефтеносности 75 м. Размеры газовой шапки 17´24 км, высота 54 м. Ширина водонефтяной зоны колеблется от 0, на участках отсутствия слабоглинистых коллекторов пласта, до 6 км, в среднем она равна 2 — 3 км.

Водонефтяной контакт залежей горизонта АВ₁ отбивается на абсолютных отметках — 1675 — 1698 м, с небольшим наклоном в восточном направлении. Газонефтяной контакт имеет практически горизонтальное положение и принят на абсолютной отметке — 1611 м. Пласт АВ₁ ³ отделен от вышележащего пласта АВ₁ ^1-2 глинистым разделом толщиной 0.4 — 7 м.

Залежь нефти пласта АВ₁ ^1-2 относится к сруктурно-литологической с обширной газовой шапкой, контуры залежи выходят далеко за пределы месторождения. В связи с огромными размерами, при подсчете запасов Самотлорского месторождения, залежь нефти пласта АВ₁ ^1-2 была ограничена с запада и с юга условными прямыми линиями. В пределах указанных ограничений размеры залежи составляют 40´65 км, этаж нефтеносности — 75 м. Размеры газовой шапки 25´35 км, высота 78 м.

В пределах залежи пласт АВ₁ ^1-2 представлен своеобразными породами, которые в силу текстурных особенностей получили название «рябчиковая порода». Литологически они представлены тонкослоистыми и линзовидными прослоями алевролитов, глин толщиной 0.01 — 0.1 м.

2.3.6 Характер-ка геологич-го строения продуктивных пластов ЮВ₁ ¹ и ЮВ₁ ²

Продуктивные отложения ЮВ₁ залегают на глубинах 2360-2535 метров и представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргелитов, общая толщина которых 45 — 50 метров. В разрезе юрских отложений выделено сверху вниз два пласта: ЮВ₁ ¹ и ЮВ₁ ² , имеющие неповсеместное распространение. В пределах развития этих пластов выявлены Самотлорская, Северо-Белозерная, Западно-Черногорская и Черногорская нефтяные залежи пластово-сводового типа.

В пределах Самотлорской структуры разрез представлен двумя песчаными пластами ЮВ₁ ¹ и ЮВ₁ ² разделенными пачкой глинистых пород толщиной от 2,5 до 16,5 м. Толщина пласта ЮВ₁ ² достигает 24,5 м, ЮВ₁ ¹ — 145 м. На северо-запад и юго-восток от свода Самотлорского поднятия происходит глинизация разреза.

2.3.7 Характеристика геологического строения продуктивных пластов БВ_19-20 (ачимовская толща)

Ачимовская толща залегает на глубинах 2250 — 2365 метров. Общая толщина ачимовских отложений 85 метров. Промышленная нефтеносность выявлена в верхней части толщи в пластах БВ_19-20 . К этим пластам приурочены две самостоятельные залежи нефти.

Водоплавающая залежь, выявленная в своде Самотлорской структуры, имеет размеры 2,25Х4,4 км. Высота ее 60 метров. ВНК принят условно на отметке — 2195 метров. В пределах залежи разрез ачимовской толщи представлен чередованием песчаников, алевролитов и аргелитов.

На Самотлорской площади эффективная толщина ачимовской толщи меняется незначительно, в среднем составляя 27,3 метра.

2.3.8 Характер-ка геологического строения продуктивного горизонта АВ _6-7

Промышленная нефтеносность горизонта АВ_6-7 установлена в своде Самотлорского поднятия и на Мартовской структуре.

Продуктивный разрез по литологии и характеру нефтегазоносности подразделяется на 2 пласта АВ₆ и АВ₇ .

Пласт АВ₆ по составу неоднороден и представлен чередованием песчаников, алевролитов и аргелитов.

Залежь в пласте АВ₆ , приуроченная к своду, по типу пластово-сводовая, имеет размеры 7,5Х3,5 км. Высота залежи 25 м. Водонефтяной контакт принят на отметках — 1678 — 1688 м.

Другая залежь нефти пласта АВ₆ расположена на западном участке месторождения (Мартовская площадь).

Приурочена она к небольшому структурному осложнению западного крыла.

Размеры залежи 2Х6 км., Пласт АВ ₇ представлен монолитными песчаниками эффективной толщиной 4 — 20м.

₇

2.4 Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях

На Самотлорском месторождении на разных продуктивных пластах меняются свойства нефти, газа, и воды в пластовых условиях. Данные выражены в таблице 2.4.1

Параметры нефти и газа, обусловленные физико-химическими свойствами. К таким параметрам относятся: плотность нефти, коэффициент усадки нефти, газовый фактор, компоненты в растворенном газе для подсчета газа и газовых шапках. При подсчете запасов нефти, растворенного газа и головных углеродов приняты величины по глубинным пробам нефтей, разгазированных поступенчатой сепарацией с учетом подготовки нефти на промысле и приведенной к стандартным условиям запасов

Анализируя таблицу 2.4.1, можно сделать следующий вывод: пластовое давление группы пластов АВ не превышает 17 МПа. Группы пластов БВ — до 21 МПа. Газовый фактор в среднем составляет 95 нм/м, вязкость нефти до 2,4 мПа с. По химическому составу нефть относится к сложным углеводородным соединениям, состоящая в основном из углеводорода СМ (86%) и водорода Н (14%).

Кроме того, в небольших количествах содержатся кислород, сера, азот, йод, фосфор и другие.

Таблица 2.4.1 — Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях.

пласт	Пластовое давление Рпл,МПа	Давление насыщения Рнас, МПа	Газовый фактор G, нм³/м³	Вязкость воды μв,мПа с	Плотность нефти Рн, кг/ м³	Вызкость нефти μн,мПа с	Плотность газа Рг, кг/ м³	Вязкость газа , μг,мПа с
АВ 1	16,7	11,3	90,9	1,254	700	1,61	1,239	1,012
АВ 2	16,2	10,8	79,8	1,234	755	1,55	1,270	1,016
АВ 4-5	17,1	13,4	72,9	1,208	779	2,39	1,275	1,016
БВ 1	18,8	11,9	99,7	1,276	746	1,28	1,017
БВ 8	19,6	10,5	95,5	1,270	745	1,09	—	—
БВ 10	20,5	10,5	98,9	1,284	736	1,13	0,0150	1,016
ЮВ 1	22,4	11,2	93,7	1,206	775	0,93	1,007	1,023

2.5 Вывод

Таким образом, значительная площадь пласта БВ10 Самотлорского месторождения в зоне деятельности ОАО «Самотлорнефтегаз» представлена прерывистыми коллекторами и отнесена к зоне низкой продуктивности (ЗНП).

Условия вытеснения нефти водой в ЗНП крайне неблагоприятные ввиду высокой неоднородности коллекторов, которые представлены тонкослоистыми песчаниками.

Участки развития тонкослоистых песчаников, где выработка запасов протекает более низкими темпами, чем в зонах развития ГСК, являются объектом проведения операций по гидроразрыву пласта.

Свойства пластовой жидкости, температура флюида, газосодержание, глубина залегания пласта БВ₁₀ все эти и другие факторы позволяют применять в широких масштабах глубинную добычу погружными электроцентробежными насосами.

1. Геофизические и гидродинамические исследования водонагнетательных скважин проводятся с целью решения следующих задач нефтепромысловой геологии:

• определения профиля приемистости перфорированных пластов;

— определения гидродинамических параметров: пластового и забойных давлений, коэффициента приемистости, осредненного значения коэффициента гидропроводности пласта в районе исследуемой скважины (метод установившихся режимов нагнетания) или на участке между двумя исследуемыми скважинами (методами восстановления давления;

— обоснования технического состояния скважины: целостность обсадной колонны НКТ, герметичность затрубного пространства, состояние забоя;

• исследования для целей капитального ремонта;
• исследования при вводе скважины в эксплуатацию или при переходе на другой объект нагнетания;
• работы с опробователями пластов на трубах.

2. По заявке заказчика (НГДУ, УБР, УПНП и КРС) исследования в скважинах проводятся в период ее эксплуатации, до ремонтных работ, в период их проведения и после завершения,

Состав комплекса геофизических исследований в зависимости от категории скважины, условий проведения измерений и решаемых задач регламентируется настоящим руководством.

. При необходимости решения нескольких задач в одной скважине перечень необходимых геофизических исследований представляет собой комбинацию из комплексов, применение которых рекомендуется настоящим руководством для решения каждой из поставленных задач.

. Методы исследований, применение которых необходимо для решения конкретных задач, подразделяются на основные и дополнительные. Эффективность и целесообразность применения дополнительных методов для каждого района должны быть установлены путем проведения специальных опытно-методических работ. Комплексы методов могут уточняться в зависимости от конкретных геолого-технических условий, наличия аппаратуры и особенностей разработки отдельных нефтяных месторождений, а также поставленных задач по «взаимно согласованному плану между геофизической и промыслово-геологической службами.

. Промыслово-геофизические исследования в скважинах проводятся согласно заявке заказчика. Порядок приема и выполнения заявок должен соответствовать «Основным условиям производства промыслово-геофизических и прострелочно-взрывных работ в нефтяных скважинах» РД 39-4-784-82 (Уфа. 1982).

. Готовность скважин к промыслово-геофизическим исследованиям согласно требованиям разделов 4 и 12 «Правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности», а также настоящего документа оформляется актом. За подготовку скважины и достоверность указанных в заявке сведений о техническом состоянии скважины, расходе жидкости, давлении на устье отвечает заказчик.

. Геофизические исследования, не предусмотренные настоящим документом (кислотные обработки, ТГХВ, ТХО и др.),проводятся по специальному плану, составленному подрядчиком и заказчиком, в котором определяется необходимое оборудование, участие бригады ПРС и КРС в процессе проведения исследований и комплекс измерений.

3.2 Гидродинамические исследования водонагнетательных скважин

К гидродинамическим методам исследования относятся методы определения свойств или комплексных характеристик пластов и скважин по данным наблюдений на изучаемом объекте взаимосвязи между приемистостью водонагнетательных скважин и определяющими ее перепадами давления в пласте.

В практике гидродинамических исследований водонагнетательных скважин используется два основных метода:

— метод установившихся режимов, который сводится к измерению приемистости скважин и забойных давлений на нескольких (не менее 3-х ) режимах, построению зависимости приемистости — забойное давление или приемистость — депрессия (Рпл. — Рзаб.) и последующей обработки полученной информации с целью определения коэффициента приемистости скважины и оценки гидропроводности пласта в ее районе;

— метод восстановления давления, который сводится к прослеживанию изменения забойного давления в нагнетательной скважине после резкого изменения установившегося режима закачки с одновременным прослеживанием (при необходимости) оттока жидкости из пласта в ствол скважины и последующей обработки полученной информации с целью определения гидропроводности пласта, приемистости скважины, коэффициента ее гидродинамического совершенства и др.

3.2.1 Определение приемистости водонагнетательных скважин

Приемистость водонагнетательных скважин измеряется счетчиками или расходомерами диафрагменного типа, турбинными, электромагнитными и другими приборами, установленными на кустовых насосных станциях (КНС) в соответствии с инструкциями по эксплуатации этих приборов.

Основным технологическим требованием к системе контроля приемистости является обеспечение возможности раздельного измерения приемистости каждой нагнетательной скважины.

Водонагнетательная система должна иметь индивидуальный водовод от кустовой насосной станции (КНС), индивидуальную систему измерения расхода. Последнее условие соблюдается не везде, поэтому для измерения суммарного расхода воды в нагнетательных скважинах, не оборудованных средствами индивидуального измерения расхода, его можно производить скважинным расходомером в насосно-компрессорных трубах (НКТ); допускается располагать расходомер в манифольдной линии, помещая его через фланец, устанавливаемый специально для этой цели. Диаметр эксплуатационной колонны водонагнетательных скважин 5-6″, применяемые насосно-компрессорные трубы преимущественно 2,5″; для обеспечения беспрепятственного пропуска и извлечения скважинных приборов башмак НКТ образуется направляющей воронкой.

3.2.2 Основные требования к технологии исследования профилей приемистости

Технологические операции по подготовке водонагнетательных скважин к исследованию профилей приемистости приборами прямого измерения (расходомерами) и по проведению самих исследований, коррекция полученных профилей и их интерпретация производятся в соответствии с действующими методическими документами по применению потокометрических скважинных измерений при послойном определении характера экспуатируемого разреза.

При исследованиях должны выполняться следующие основные требования:

• до начала исследований должен быть проведен замер приемистости скважины;

— путем сопоставления замеренной приемистости на поверхности и суммарной приемистости, измеренной глубинным прибором, при его установке над верхними перфорационными отверстиями должен быть определен поправочный коэффициент, учитывающий неполную пакеровку прибора и возможное несоответствие скважинных условий условием градуировки прибора;

— исследование должно проводиться при установившемся режиме нагнетания (режим можно считать установившимся, если за 30 мин показания прибора, установленного над верхними перфорационными отверстиями, расход воды изменяется не более чем на 3% );

• результаты измерений должны быть проведены точно по глубинам.

По результатам точечных замеров расхода воды для каждого режима строятся обычные профили приемистости, где показания расходомера даются в имп/мин. При определение расхода в м^З /сут. используются градуировочные графики расходомеров, полученные до и после скважинных исследований. Для количественных определений расхождение между осредненными графиками предварительного и повторного градуирования должно быть не больше приведенной погрешности прибора. В таких случаях для интерпретации используется усредненный график. По данным градуировки на профиль приемистости наносится шкала расхода в м^З /сут с указанием порога срабатывания прибора.

Значение расходов считываются в не перфорированных интервалах колонны, а по отдельным пластам определяются как разность расходов, полученных выше и ниже перфорированных интервалов.

3.2.3 Основные способы определения забойных давлений в водо-нагнетательных скважинах, Забойные давления определяются:

• по данным прямого измерения глубинным манометром непосредственно на забое скважины;

— по данным измерения динамических уровней жидкости или прямых измерений глубинными манометрами в точках, отстоящих на значительном расстоянии от забоя — в скважинах, в которых по техническим причинам невозможен спуск приборов на забой;

• по данным измерений давления на устье.

При использовании тензометрического датчика для определения забойного давления используется формула:

Р = С (R-Rатм) , где

Р — избыточное давление, МПа;, С — постоянная датчика, МПа/Ом;

R — сопротивление компенсатора измерительного моста, соответствующее измеряемому давлению, Ом;

• R атм. — то же для давления.

3.3 Геофизические исследования при ремонте нагнетательных скважин

Первыми признаками имеющихся непроизводительных закачек в действующих нагнетательных скважинах в результате затрубной циркуляции или негерметичности обсадной колонны являются увеличение приемистости и снижение давления закачки по сравнению с предшествующим периодом. Эти данные по режиму закачки воды в скважину дают основание для проведения дополнительных исследований промыслово-геофизческими методами с целью определения интервалов ухода закачиваемой жидкости.

Геофизические исследования при ремонте нагнетательных скважин должны проводиться как в интервале объекта разработки с целью выявления возможных затрубных перетоков, негерметичности забоя, так и выше его (по стволу) с целью определения мест негерметичности обсадной колонны, возможных межпластовых перетоков за колонной.

Значительная часть задач по содержанию и способам их решения подобна рассмотренным для добывающих скважин (выделение интервала негерметичности колонны, определение межпластовых перетоков при герметичной обсадной колонне и др.).

Однако способы решения отдельных задач учитывают особенности работы нагнетательных скважин. К таким относятся применение термометрии, нейтронных методов, радиоактивных изотопов для выделения интервалов заколонной циркуляции, оценка герметичности обсадной колонны при работе скважины на самоизлив.

Учитывая влияние работы нагнетательной скважины на строение теплового поля, необходимо чтобы зумпф скважины был не менее 20м, минимальное время остановки для востановления теплового поля для скважины , работающих более года, составляет 10-48 ч. В период остановки скважины и проведения термометрии герметизация устья должна исключать возможность движения жидкости в стволе скважины. Режим измерений и требования к чувствительности аппаратуры остаются такими же, как и при решении аналогичных задач в добывающих скважинах.

Исследования технического состоояния начинается с замерами температуры по стволу остановленной скважины со скоростью V=2000/T в масштабе глубин 1:500, температуры 0,1С/см. Наличие аномалий, не связанных с изменением температуры, обусловленной естественным тепловым полем, указывает на негерметичность колонны или заколонные перетоки. Регистрация диаграмм ГК, кроме привязки глубин к разрезу, в ряде случаев позволяет выделить интервалы увеличения естественной гамма-активности, которые соответствуют интервалам нарушения герметичности колонны. Это особенно характерно при закачке сточных вод, когда в интервалах ухода воды через повреждения в колонне отлагаются соли повышенной радиоактивности.

После анализа измерений по стволу скважины принимают решение о проведении детальных исследований с целью локализации интервалов негерметичности колонны. Одним из способов решения задачи являются исследования термометром, расходометром и локатором муфт при задавке в скважину жидкости.

3.4 Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений, .4.1 Термометрия

По данным термометрии в неперфорированных пластах прослеживают местоположение закачиваемых вод по площади и возможный их переток в затрубном пространстве. В связи с различием температур нагнетаемых и пластовых вод процесс вытеснения нефти водой сопровождается изменением температуры пласта. В перфорированных пластах термометрия применяется для выделения интервалов обводнения (отдающих жидкость в эксплуатационной и поглощающих — в нагнетательной скважине).

Решение задачи производится путем сравнения геотермы (базисной температурной кривой, замеренной в простаивающей скважине, удаленной от мест отбора флюида и закачки, находящейся в режиме теплового равновесия с окружающими породами) с термограммами исследуемых скважин.

Прослеживание фронта распространения по пласту закачиваемой воды производится следующим образом. Обводненный пласт, в который закачивается вода с меньшей температурой, чем температура пластовой воды, отмечается на термограмме отрицательной аномалией по сравнению с геотермой.

Обводненный пласт определяется по положению точки М, характеризующейся минимальной температурой t. Границы распространения температурного фронта нагнетаемых вод, определяются проведением вспомогательной прямой ав. Вспомогательная прямая проводится параллельно геотерме на расстоянии t / 2 от нее с учетом погрешности записи термограммы. Границы температурного фронта соответствуют точкам пересечения а и в. В наклонных скважинах геотерма, являющаяся типовой для данного района, перестраивается с учетом угла наклона скважины.

Общим признаком затрубной циркуляции между пластами-коллекторами является резкое понижение геотермического градиента в интервале перетока, вплоть до нулевых значений. В зависимости от местоположения пласта-источника изменяется расположение термограммы относительно геотермы. Термограммы могут располагаться выше, ниже и пересекать геотермы. Весьма перспективен метод высокочувствительной термометрии при выделении газоносных, нефтеносных и водоносных интервалов в эксплуатационных действующих и остановленных скважинах с использованием дроссельного эффекта ( эффект Джоуля-Томсона).

Расчеты показывают, что при депрессии на пласт 2 МПа изменение температуры за счет дроссельного эффекта на контакте нефть-газ должно составлять от 5,8 до 9,2 ⁰ С, на разделе вода — нефть — от 0,33 до 0,73 ⁰ С и на границе вода-газ — от 5,47 до 8,47 ⁰ С.

Наличие в скважине притока газа или нефти фиксируется температурной аномалией. При поступлении газа фиксируется заметным снижением температуры, при движении нефти на фоне изменения геотермического градиента за счет дроссельного эффекта возникают небольшие положительные аномалии. Измерение таких низких перепадов температур возможно термометрами с порогом чувствительности 0,02 — 0,03 ⁰ С. Для получения максимального температурного эффекта против нефтеносных пластов необходимо проводить исследования высокочувствительной термометрией не более чем через 2-3 суток после остановки скважины.

На определенной стадии разработки нефтяные пласты начинают обводняться нагнетаемыми водами. Поступление воды в скважину свидетельствует о подходе фронта закачиваемой воды либо о прорыве нагнетаемой воды. Обводнение продуктивного пласта минерализованной водой сравнительно легко установить в необсаженных скважинах с помощью метода кажущегося сопротивления (КС) и индукционного метода (ИК) по заметному снижению удельного сопротивления пласта в интервале поступления воды , а в обсаженных скважинах — по данным радиоактивных методов — НГМ,ННМ-Т.

В процессе выработки залежи, особенно в ее поздней стадии, при замещении нефти или газа в пласте пресной водой, различить пласты нефтегазоносные и водонасыщенные по величине электрического сопротивления практически невозможно. Наиболее уверенно в необсаженных скважинах можно выделить обводненные пресной водой пласты по данным метода потенциалов собственной поляризации (ПС) пород. Если пласт обводнился в кровле, то наблюдается смещение линии глин кривой против покрывающих пород влево. В случае обводнения подошвы пласта — линия глин кривой против покрывающих глин смещается вправо), при обводнении пласта по всей его мощности отмечается общее уменьшение амплитуды.

В необсаженных скважинах для выделения обводненных пластов и интервалов их обводнения пресными водами эффективны диэлектрические методы (ДИМ и ВДМ).

Обводненные участки пласта отмечаются более высокими значениями диэлектрической проницаемости, чем нефтенасыщенные. Например, диэлектрическая проницаемость нефтенасыщенных песчаников составляет 5 — 13 ед., а песчаников обводненных пресной водой — более 15 ед.

Эффективны при выделении обводненных пластов и интервалов обводнения в необсаженных скважинах данные низкочастотного широкополосного аккустического метода (НШАМ).

Этот метод можно применять и в обсаженных скважинах, но при условии хорошего сцепления цемента с породой и колонной.

Контроль обводнения пластов в процессе разработки возможен по данным радиогеохимического эффекта. В процессе нефтяной залежи в передней части фронта вытеснения возникает поле аномально высоких концентраций радия и продуктов его распада — радиогеохимический эффект. Подход нагнетаемых вод с высокой концентрацией радиоактивных элементов к нефтяным скважинам и адсорбция радиоактивных солей поверхностью цементного камня сопровождаются аномальным повышением естественной радиоактивности в обводненной части пласта. Для определения обводняющихся интервалов измеряется интенсивность естественной радиоактивности до и в процессе обводнения. Естественная радиоактивность обводненной части пласта аномально возрастает, а гамма-активность нефтеносной его части остается неизменной.

Радиогеохимический эффект проявляется в скважинах при вытеснении нефти водой любой минерализации. Он считается установившимся, если естественная радиоактивность, обусловленная этим эффектом, на 10 % выше интенсивности естественного гамма — поля.

3.4.2 Расходометрия

Расходометрия заключается в измерении скорости перемещения жидкости в колонне скважины спускаемыми в нее на каротажном кабеле приборами, получившими название расходомеров. С их помощью решаются следующие основные задачи: в действующих скважинах выделяют интервал притока или поглощения жидкости, в оставленных выявляют наличие перетока жидкости по стволу скважины между перфорированными пластами, изучают суммарный дебит или расход жидкости отдельных пластов, разделенных неперфорированными интервалами строят профили притока или приемистости по отдельным участкам пласта или для пласта в целом.

Различают гидродинамические и термокондуктивные расходомеры, которые по условиям измерения делятся на пакерные и беспакерные.

Измерительным элементом гидродинамического расходомера является турбинка с лопастями, расположенная в канале так, что через нее проходит поток жидкости, заставляющий ее вращаться. При вращении турбинка приводит в действие магнитный прерыватель тока, по показаниям которого определяют частоту ее вращения. Чем выше дебит, тем быстрее вращается турбинка и тем больше импульсов в единицу времени поступит в измерительный канал. Частота импульсов преобразуется блоком частотомера в пропорциональную ей величину напряжения и по линии связи поступает на поверхность, где фиксируется регистрирующим прибором.

Применяют пакерные, с управляемым пакером и беспакерные приборы. Пакерный прибор РГД-5 дает возможность измерять весь приток жидкости в эксплуатационной колонне нагнетательной скважины диаметром 146-168 мм. Спуск беспакерного прибора или с управляемым пакером ДГД-8 возможен также при наличии в колонне насосно-компрессорных труб диаметром 50,8-63,5 мм.

3.5 Комплекс и методика проведения исследований

Комплекс измерений в скважине и методика их проведения будут определяться решаемыми задачами и конструкцией исследуемой скважины. В скважинах, в которых закачка агента ведется по нескольким пластам или объектам разработки исследования должны быть направлены на определение характера распределения профиля давления и объемов нагнетаемой воды по ним. Методика проведения исследований должна предусматривать проведение замеров в остановленной, принимающей и самоизливающей скважине.

3.5.1 Определение технического состояния водонагнетательной скважины

Эта задача предусматривает решение следующих вопросов: определение положения забоя, воронки НКТ, целостности обсадной колонны и НКТ , оценка герметичности затрубного пространства.

Комплекс методов для решения этих задач должен включать:

а) в скважинах без НКТ — для оценки герметичности обсадной колонны: термометрию, термокондуктивную и механическую расходометрию, локацию муфт;

б) для оценки герметичности затрубного пространства в районе перфорированных пластов и газонасыщенных интервалов: термометрию, расходометрию, локацию муфт, методы меченой жидкости изотопы, НКТ-50;

в) в скважинах с НКТ, спущенными ниже интервалов перфорации: термометрию, локацию муфт, термокондуктивную расходометрию, ГК, изотопы, НКТ-50.

Для определения характера нарушения обсадной колонны рекомендуется скважинный акустический телевизор.

Скорости записей различных приборов при общих’ и детальных исследованиях:

а) без НКТ: при общих исследованиях: масштаб регистрации по глубине 1:500, по температуре 0,1 С/см, скорость регистрации У=2000/Т, где Т — тепловая инерционность датчика термометра; при детальных исследованиях: масштаб регистрации по глубине 1:200, по температуре 0,1С/см, скорость записи У=1200/Т.

б) интервалы перекрыты НКТ: скорость записи У=1200/Т -, в интервале общих исследований и 600/Т м/час в интервале детальных исследований.

3.5.2 Определение интервалов поглощения и профиля приемистости платов

Задача определения поглощающих интервалов и профиля приемистости пластов сводится к определению границ интервалов поглощения и оценки их продуктивности относительно суммарного расхода закачиваемой в скважину жидкости. Комплекс методов решения этой задачи включает: локацию муфт, ГК, термокондуктивную и механическую расходометрию, термометрию. В качестве дополнительных (если НКТ выше интервалов перфорации) могут быть использованы методы НКТ-50 (при наличии нефтегазовых пластов), методы меченой жидкости. Если пласты перекрыты НКТ основными методами являются: термометрия, методы меченой жидкости, ГК. При исследований нагнетательных скважин задача оценки профиля приемистости пластов и технического состояния скважин ставятся, как правило, совместно, поэтому в этом случае комплекс исследований должен составлять комбинацию из методов при решении этих задач.

3.5.3 Методика проведения исследований в скважинах без НКТ

Исследования могут проводиться в работающей (под закачкой и на самоизливе) и остановленной скважине.

Перед проведением исследований скважина простаивает. Работы ведутся в следующей последовательности. Замер термометром в стволе остановленной скважины при спуске прибора от устья.

Скорость записи У=2000/Т м/час в интервале общих исследований (1:500) и У=1200/Т м/час в интервале детальных исследований (1:200).

Проводится запись ЛМ, ГК. Оптималное время простоя скважины для получения наибольшей информации о температурных аномалиях по стволу нагнетательной скважины и для востановления тепового поля для скважин, работающих более года, составляет 24-48 ч. При меньшем времени простоя скважины кривая температуры может быть искажена влиянием на распределение температуры непостоянством диаметра скважины, отсутствием цемента за колонной и т.д., что затруднит интерпретацию получаемого материала. При спуске прибора отбивается уровень жидкости в скважине. Наличие уровня в стволе простаивающей скважины позволяет судить о величине пластового давления на дату исследования. (Рпл.= Нр, где р — плотность воды в скважине, кг/м^З , Н — разница абсолютных отметок кровли интервала перфорации и уровня воды, м ), а в некоторых случаях (когда Рпл. > Рзаб., где Рзаб.= Нр) является и признаком наличия негерметичности обсадной колонны. В последнем случае кривая температуры может быть искажена наличием перетока в интервале «перфорированные пласты-негерметичность колонны (заколонного пространства)». Наличие на кривой температуры в остановленной скважине отрицательных и положительных аномалий, не связаннных с естественным тепловым полем разреза, является одним из признаков:

• либо негерметичности колонны;
• либо заколонных перетоков.

К неперфорированным интервалам продуктивной части разреза могут быть приурочены как положительные, так и отрицательные аномалии температуры, связанные с конвективным переносом тепла в выше и нижележащих (вырабатываемых соседними скважинами) нефтеносных пластах: например, при движении фронта нагнетаемых вод и т.п. Поэтому, в этих случаях, наличие повторного замера обязательно.

Исследования в остановленной скважине термометром по стволу скважины дают различную информацию, которая не всегда является однозначной при решении задач технического состояния скважины (негерметичность колонны, затрубного пространства).

Поэтому замер в остановленной скважине является обязательным, но недостаточным для решения задачи. Следует проводить исследования при различных способах воздействия на скважину.

Исследования при самоизливе

На термограмме в работающей на самоизлив скважине местоположение негерметичности колонны выше перфорированных интервалов отмечается, как правило, наличием ступенек повышенного градиента температур-калометрический эффект. Интенсивность изменения градиента калометрической ступени и ее величина (аномалия) определяются величиной интервала негерметичности, разностью температур и расходов потоков-восходящего и поступающего из интервала негерметичности. Очевидно, что при условии равенства температур восходящего и поступающего потоков калометрический эффект будет отсутствовать. Указанное ограничение может быть обойдено повторным замером температуры при другом режиме самоизлива. Таким образом, исследования техносостояния ствола нагнетательной скважины должно проводиться не менее чем на двух режимах самоизлива потока. Изменение режима самоизлива осуществляется различной степенью открытия задвижки на устье скважины.

При пуске простаивающей скважины на самоизлив первый из замеров термометром должен осуществляться не менее чем через 1 час после пуска скважины в работу, второй — также не менее чем 1 час после изменения режима самоизлива.

Исследования под закачкой

По замеру термометром устанавливается нижняя граница ухода закачиваемой воды, т.е. определяется подошва нижнего принимающего интервала, наличие негерметичности колонны в зумпфе скважины. Время начала записи кривой термометра (после перевода скважины под нагнетание) оценивается следующим образом: термометр устанавливается на 100 м выше интервалов перфорации определяется величина минимальной температуры в интервалах поглощающих пластов (по термограмме остановленной скважины) и скважина переводится под нагнетание. Переодически оценивается температура нагнетаемой воды. Время начала замера — через 20мин. после достижения в точке наблюдения температуры нагнетаемой воды равной (или меньшей), чем величина минимальной температуры перфорированных пластов в интервалах поглощения простаивающей скважины. Механическим расходомером исследования проводятся через два часа после перевода скважины под закачку. Интервалы исследований -перфорированные пласты или негерметичность колонны. Шаг исследований при точечных замерах — 0,4м, в интервалах перфорации; 1м — между интервалами перфорации. При наличии негерметичности в колонне исследования должны обеспечивать, локализацию интервала негерметичности с точностью до 1м и оценку объема уходящей в интервал негерметичности воды.

Методы радиоактивного каротажа — ГК и НКТ-50 при наличии нефтегазовых пластов. Интервалы заколонной циркуляции и поглощения пластов по данным этих методов отмечаются (относительно «фонового» замера):

— на кривой НКТ-50 уменьшением показаний за счет изменений пористости (увелечения объемного водородосодержания) разреза в интервалах приемистости и осолонения цементного камня.

Условия замера: запись кривых — при подъеме прибора, V =200 м/час, Т=6 сек. Обязательное условие — масштабы записи (дифференциация кривых) фонового замера и замера на дату исследований должны быть идентичны (1:1) вне интервалов поглощения и заколонной циркуляции.

Если негерметичность колонны и поглащаюшие интервалы имеются в верхней части разреза (1:500), то скорость записи кривых должна быть не более 400 м/час, а Т=3 сек.

Исследования под закачкой без остановки скважины на самоизлив

Если перед проведением исследований скважина находится под нагнетанием, то работы проводятся в следующей последовательности. Запись кривых ГК, НКТ-50 в интервале продуктивной части разреза. НКТ-50 на нефтегазовых месторождениях проводится по всему стволу нагнетательной скважины, если между замерами прошло не менее 6 месяцев.

Запись кривых термокондуктивной и механической расходометрии.

Запись СТД дает информацию о положении забоя, уровня осадок-жидкость, позволяет выбрать интервалы записи непрерывного и точечного замеров механическим расходомером. Запись термометром в масштабе 1:200 в интервале продуктивных отложений. Затем скважина останавливается и в интерале выше перфорированных пластов на 100 м — забой снимается серия термограмм через 10 мин., 2, 4 и 8 часов после остановки скважины.

Скважина пускается в работу на самоизлив. Проводятся исследования термометром, расходомером. При невозможности пуска скважины на самоизлив (отсутствие амбара или скважина не переливается из-за низкого пластого давления) исследование проводятся в оставновлённой скважине с обязательной отбивкой уровня жидкости.

3.5.4 Исследование скважин в которых перфорированные интервалы перекрыты НКТ

Перед проведением исследований скважина простаивает. Проводятся исследования термометром, согласно п.5.2., определяется уровень жидкости в колонне.

Скважина ставится под закачку по межтрубному пространству и производится замер термометром. Замер термометром при закачке по НКТ или НКТ и межтрубному пространству не эффективен, т.к. не позволяет определить нижнюю границу ухода закачиваемой воды в пределах перфорированных интервалов.

Проводятся исследования ГК и НКТ-50 в нефтегазоносных скважинах.

При исследовании скважин под давлением должна, быть предусмотрена возможность проведения измерений при работе скважины на самоизлив по межтрубному пространству.

В этих условиях существенно повышаются и требования к проведению термозамеров.

Первый замер термометром в самоизливающей скважине должен проводиться не менее чем через 2 часа после пуска скважины на самоизлив. Увеличение времени ожидания связано: с процессом изменения статистического уровня в НКТ при пуске скважины на самоизлив по межтрубью и его стабилизацией, а также с необходимостью передачи термоэффектов в интервалах калориметрии через НКТ. Условия замера: V =600 м/час, m =0,05 С/см, запись при пуске.

Второй термозамер проводится не менее, чем через 2 часа после изменения режима самоизлива скважины в межтрубном пространстве. При этом в интервалах калометрии, выделенных при первом замере, скорость записи снижается до 200 м/час; m =0,05 С/см (при необходимости 0,02 С/см ).

В интервалах калориметрии данные термометра дублируются замерами СТД и локацию муфт для выдачи однозначного заключения, что же негерметично — НКТ или обсадная колонна.

3.6 Технические требования на подготовку и оборудование скважин

Технология проведения измерений в зависимости от давления закачки и типа применяемой жидкости предусматривает использование различных типов лубрикаторных установок по аналогии с фонтанными скважинами. Однако, кроме этого нагнетательные скважины должны быть оборудованы либо обвязкой, создающей замкнутый цикл, либо сбросовой линией, выведенной за пределы куста в место, позволяющее предотвратить размыв кустового основания и обеспечить охрану окружающей среды при сбросе нагнетательной жидкости из ствола скважины с целью снижения давления.

Исследование нагнетательных скважин в зимнее время допустимо до температуры 15^о С. На время работы при минусовой температуре заказчик обязан обеспечить обогрев устьевого оборудования, лубрикатора и кабеля, представив на время проведения ГИС ППУ.

Присутствие ответственного представителя заказчика или лица уполномоченного им, обязательно, в начале исследований до окончания первого спуска прибора в скважину и в конце исследований.

При проведении исследования нагнетательных скважин с целью определения приёмистости и целостности эксплуатационных колонн с помощью расходомеров и меченного вещества, при работе с устьевым инжектором радиактивных изотопов, скважина оборудуется подъёмным механизмом.

Нагнетательные скважины должны быть оборудованы центральной задвижкой, задвижками на водоводе и выкидной линии. Все задвижки должны быть исправлены. На скважине с избыточным давлением должен быть установлен лубрикатор с манометром.

При подготовке скважины к исследованиям методом радиактивных изотопов путём закачки активированной жидкости с поверхности должны быть выполнены

а) на расстоянии 15-25 м от скважины приготавливается яма для захоронения радиактивной жидкости в аварийных ситуациях, размер ямы должен быть таким, чтобы уровень жидкости, подлежащей захоронению, находился на 1,5 м от поверхности, стены ямы обмазываются глиной 3-5 см толщиной;

б) приготавливают глинопорошок в количестве 10-15% от веса активизированной жидкости для добавки в жидкость с целью абсорбации радиактивных изотопов.

Закачка радиактивных изотопов производится с помощью технически исправного цементировочного агрегата. Перед приготовлением меченной жидкости необходимо убедиться в чистоте агрегата и герметичности продавочной линии.

Не допускаектся спуск НКТ в интервал и ниже интервала исследования. Башмак (воронка) НКТ должен быть на 4-6 метров выше исследуемого интервала.

Устьевое оборудование скважины должно обеспечивать:

— подключение насосного агрегата и ввод жидкости в скважину, как через затрубное пространство, так и через НКТ;

• герметизацию затрубного пространства и входа в НКТ;

возможность размещения сальникового устройства для спуска прибора и проведения замеров под давлением.

При водогазовом воздействии (ВГВ) с давлением на устье до 30 Мпа присутствие ответственного представителя заказчика обязательно на все время проведения работ. При ВГВ возле устья скважины с противоположной стороны от площадки для установки спецтехники должна быть оборудована дополнительная площадка для установки грузоподъёмного устройства.

Заказчик обязан на всё время проведения работ закрепить за геофизической партией грузоподъёмное устройство типа «АЗИНМАШ» и обслуживающий его персонал.

Грузоподъёмное устройство должно иметь номинальную грузоподъёмность не менее чем в 2 раза превышающую разрывное усилие геофизического кабеля. Высота устройства должна позволять производить монтаж (демонтаж) лубрикатора и установку подвижного ролика.

Грузоподъёмное устройство необходимо для установки лубрикатора на устье скважины и разгрузку его конструкций от изгибающих моментов, возникающих вследствие отклонения лубрикатора от вертикального положения.

Лубрикатор, согласно эксплуатационному документу, должен периодически подвергаться испытанию на прочность и герметичность. Испытания должны производиться на предприятиях заказчика с участием представителей геофизического предприятия.

Сварочные соединения лубрикатора и мачты грузоплдъёмного устройства должны осматриваться перед началом и после окончания работы. Запрещается проведение работ при обнаружении дефектов.

Подвесной ролик должен быть подвешен к крюку грузоподъёмного устройства., Исследования в скважинах ВГВ проводятся по заранее согласованному плану.

4. Охрана труда

При проведении технологии следует руководствоваться «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утвержденными Госгортехнадзором России от 05.06.2003г.

Общие положения:

Геофизические работы в нефтяных и газовых скважинах выполняются специализированными (далее — геофизическими) организациями.

Геофизические работы должны проводиться в объеме и с периодичностью, предусмотренными геолого-техническим нарядом на строительство скважины, планом проведения ремонтно-восстановительных работ и мероприятиями по контролю за разработкой пластов, состоянием и эксплуатацией скважин и скважинного оборудования.

Геофизические работы разрешается проводить после специальной подготовки территории и ствола скважины, обеспечивающей удобную и безопасную эксплуатацию наземного оборудования, беспрепятственный спуск (подъем) скважинных приборов и аппаратов на кабеле до интервала исследований или до забоя. Готовность территории и скважины для проведения геофизических работ подтверждается двусторонним актом.

Геофизические работы должны проводиться в присутствии представителя организации, в ведении которого находится скважина. К геофизическим работам может привлекаться рабочий персонал заказчика и его оборудование, если это необходимо для осуществления технологии исследований.

Общее руководство работами, в том числе при привлечении работников заказчика к производству геофизических работ, возлагается на представителя геофизической организации.

Привлекаемые работники должны получить дополнительный инструктаж по безопасному ведению работ., Требования к геофизическим организациям:

Геофизические организации, деятельность которых связана с освоением нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, должны руководствоваться требованиями и положениями настоящих Правил, «Единых правил безопасности при взрывных работах», иными нормативными техническими документами, принятыми в установленном порядке.

Производственный контроль промышленной безопасности, осуществляемый геофизическими организациями, должен распространяться на подразделения, занятые проведением работ на объектах заказчика.

Работники геофизических организаций, прибывшие на опасный производственный объект, должны быть ознакомлены с правилами поведения на этом объекте, сигналами возникновения аварийных ситуаций, путями эвакуации персонала и техники из опасных зон на время локализации аварии и ликвидации ее последствий.

При ведении геофизических работ на химически опасных производственных объектах (на месторождениях с высоким содержанием сероводорода, других вредных веществ) работники геофизических организаций должны быть обеспечены изолирующими дыхательными аппаратами и обучены правилам и навыкам пользования ими.

При возникновении аварийных ситуаций на опасных производственных объектах решение о прекращении (приостановке) геофизических работ и уровень их консервации принимают руководитель опасного производственного объекта и представитель геофизической организации.

Геофизические организации должны вести учет наличия и расхода взрывчатых материалов, в том числе на объектах ведения работ, в соответствии с «Инструкцией о порядке технического расследования и учета утрат взрывчатых материалов в организациях, на предприятиях и объектах, подконтрольных Госгортехнадзору России» (РД 06-150-97), утвержденной постановлением Госгортехнадзора России от 18.06.1997г., №21, зарегистрированной Минюстом России 11.08.1997г., №1374.

Подготовка и аттестация работников геофизических организаций должны осуществляться в соответствии с требованиями «Положения о порядке подготовки и аттестации работников организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России».

Подготовка и аттестация работников геофизических организаций, связанных с ведением работ с применением взрывчатых веществ, должны осуществляться в соответствии с требованиями «Положения о порядке подготовки и проверки знаний персонала для взрывных работ» (РД 13-415-01), утвержденного Госгортехнадзором России от 01.04.2001г., №14, зарегистрированного Минюстом России 01.07.2001г., №2831.

5. Охрана недр и окружающей среды

Разведка, разбуривание и разработка нефтяных месторождений должны осуществляться при полном и строжайшем соблюдении мер по охране недр и окружающей среды.

Охрана недр, Охрана окружающей среды

При закачке пресной воды она взаимодействует с нефтью, газом, связанной водой и горной породой. Идут реакции ионного обмена, взаимного растворения и другие. За счет выщелачивания горных пород вода насыщается сульфатами, карбонатами, кремнием. В результате этого впоследствии происходит отложение солей в скважинном и нефтепромысловом оборудовании.

В Западной Сибири в районе Среднего Приобья для заводнения используются воды апт-сеноманского горизонта. Эти воды обладают лучшей нефтевымывающей способностью, чем пресная вода.

В процессе разработки месторождений для заводнения будут использованы миллиарды кубических метров воды. Только на Сургутском и Нижне-Вартовском месторождениях запроектировано закачать около 2 млрд м³ подземных вод.

Составлен прогноз о возможном оседании поверхности земли вследствие образования пустот, ранее заполненных подземными водами. Предполагается, что оно может составить 1.5м.

Учитывая, что уровень грунтовых вод в данном районе высок и составляет 0.3-1.5 м, можно ожидать подтопления, заболачивания территории. Эти явления требуют разработки специальных технических мероприятий для обеспечения условий безопасного развития промышленного района.

В настоящее время уже обнаружены признаки воздействия разработки нефтяных месторождений на геологическую среду. На Западно-Сургутском нефтяном месторождении наблюдается образование трицатиметровой депрессионной воронки в результате откачки воды из апт-сеноманского мелового горизонта в течение 4.5 лет в объеме 15 тыс. м3/сут. Поэтому на месторождениях Среднего Приобья необходимо вести постоянные геофизические и гидрологические наблюдения за режимом добычи, откачек, уровнем подземных вод и вертикальным движением земной поверхности.

сточных вод

Закачка сточных вод в поглощающие горизонты приводит к загрязнению недр. Перед закачкой сточных вод в продуктивные горизонты требуется их максимальная очистка.

В настоящее время для нейтрализации воздействия сточных вод на окружающую среду применяется их естественное упаривание в прудах-испарителях и на полях фильтрации, закачка в глубокие поглощающие горизонты и заводнение продуктивных коллекторов для ППД.

Первые два способа используются ограниченно, так как косвенно влияют на загрязнение воздушной среды и подземных вод.

Наиболее приемлемым с экологических и экономических позиций является заводнение продуктивных горизонтов. Кроме повышения нефтеотдачи, ППД позволяет уменьшить вероятность изменения пространственного положения или разрушения залежей из-за увеличения градиентов напоров в продуктивных резервуарах.

В отечественной и зарубежной практике накоплен опыт захоронения промысловых сточных вод в глубокие поглощающие горизонты. Они должны иметь значительное площадное распространение, высокие емкостные и фильтрационные характеристики, быть приуроченными к зоне застойного или замедленного гидродинамического режима, обладать выдержанными водоупорами, исключающими гидравлическуто связь пласта-коллектора с другими водоносными горизонтами. Обязательным условием должна быть совместимость составов пластовых и закачиваемых вод. В противном случае происходит отложение солей в призабойной зоне нагнетательных скважин, что отрицательно сказывается на их приемистости. Участки размещения нагнетательных скважин необходимо располагать за пределами сейсмически активных районов.

Контроль за гидрогеологическими параметрами поглощающих горизонтов осуществляется с помощью наблюдательных скважин. Однако даже при соблюдении всех мер предосторожности, предъявляемых к системе нагнетания и поглощающему объекту, захоронение сточных вод в подземные горизонты представляет потенциальную опасность для геологической среды.

Наиболее рациональное использование подземных вод и рассолов, добываемых вместе с нефтью, возможно при заводнении продуктивных горизонтов для поддержания пластового давления. Применение системы ППД позволяет повысить нефтеотдачу пластов и темпы отбора нефти и, как следствие, сократить срок разработки месторождения. Кроме того, решается вопрос оборотного водоснабжения нефтедобывающих предприятий и сокращаются расходы на бурение поглощающих скважин. В настоящее время свыше 1,5 млрд. м³ пластовых вод откачивается из коллекторов вместе с нефтью, из них 90 % попутных вод находит применение в системах заводнения, а по отдельных объединениям этот показатель достигает 95-100 %. Благодаря утилизации этих вод, в оборотном водоснабжении частично компенсируется расход пресных вод для технологических целей при добыче нефти. Использование пластовых или сточных вод позволяет повысить коэффициент вытеснения нефти на 5-8 % по сравнению с применением пресных вод для той же цели. Однако суммарное потребление поверхностных вод при разведке и эксплуатации месторождений углеводородного сырья еще весьма значительно,

Особое внимание следует уделить биологической и химической совместимости закачиваемых вод. Применение пресных вод для заводнения нефтяных коллекторов способствует развитию микробиологических процессов и, как следствие, заражению продуктивных пластов аэробными и анаэробными бактериями. Скорость формирования микробиологического сообщества в призабойных зонах нагнетательных скважин зависит от физико-химических условий пласта и количества закачиваемой воды, содержащей кислород. В среднем этот период времени исчисляется несколькими месяцами, реже первыми годами от момента начала разработки месторождений с ППД.

Наибольшую опасность в связи с высокой коррозийной активностью представляют сульфатвосстанавливающие, нитрофицирующие, тионовые и железобактерии. Среди разнообразных групп микроорганизмов, обнаруженных в попутных водах, следует отметить сульфат-восстанавливающие бактерии, содержание которых достигает нескольких миллионов клеток в 1 мл воды.

Оптимальными условиями для жизнедеятельности этого типа бактерий являются близкая к нейтральной реакция водной среды, отсутствие или минимальное содержание свободного кислорода, минерализация воды в пределах 10-100 г/л, температура 20-40 °С. Именно они обусловливают процесс восстановления сульфатов, который ведет к накоплению сероводорода и усилению явлений коррозии нефтепромыслового оборудования.

Требования, предъявляемые к качеству закачиваемой речной воды, постоянно возрастают, и сегодня для их использования в заводнении нефтяных пластов рекомендуется комплекс технологической подготовки. С помощью двухступенчатого фильтрования или последовательных операций, связанных с коагулированием, отстаиванием и фильтрованием, содержание в речной воде твердых механических примесей ограничивается 2-5 мг/л, растворенного кислорода — не более 0.1 мг/л, а коррозионная агрессивность не должна превышать 0,15 мм/год. При подготовке речной воды должны быть полностью удалены сульфатвосстанавливающие бактерии.

При контакте закачиваемых и подземных вод отмечается изменение термодинамических условий миграции флюидов, сопровождающееся нарушением солевого равновесия и интенсификацией процессов биогенной сульфатредукции.

Известно, что около 80 % потерь от коррозии нефтепромыслового оборудования связано с деятельностью сульфатвосстанавливающих бактерий. Под воздействием этих микроорганизмов проиходит окисление водорода металла и осаждение железа в сульфидной форме. Сульфид железа образует гальваническую пару с железом, в которой сульфид железа является катодом, а железо подвергается анодному растворению. Скорость коррозии металла может достигать 6 мм/год.

Для защиты оборудования и коммуникаций от коррозии широко используют ингибирование всей добываемой жидкости и закачиваемой в пласт воды.

Для предотвращения солеотложения в продуктивных пластах и дня защиты от микробиологической коррозии нефтепромыслового оборудования применяют для ППД природные и сточные растворы, совместимые по химическому составу с подземными водами. Возможно использование химических реагентов-ингибиторов в композиции с полимерами, бактерицидами и другими активными веществами.

Широко внедренные методы заводнения при эксплуатации нефтяных месторождений вызвали необходимость непрерывного контроля режима разработки залежи. В практике нефтепромысловых работ многочисленные задачи решаются, в основном, геофизическими методами.

Основные задачи данной проблемы можно сгруппировать в следующие группы:

• определения профиля приемистости перфорированных пластов;

— определения гидродинамических параметров: пластового и забойных давлений, коэффициента приемистости, осредненного значения коэффициента гидропроводности пласта в районе исследуемой скважины (метод установившихся режимов нагнетания) или на участке между двумя исследуемыми скважинами (методами восстановления давления;

— обоснования технического состояния скважины: целостность обсадной колонны НКТ, герметичность затрубного пространства, состояние забоя;

• исследования для целей капитального ремонта;
• исследования при вводе скважины в эксплуатацию или при переходе на другой объект нагнетания;
• работы с опробователями пластов на трубах.