КОНТРОЛЬ ЗАВОДНЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Контроль разработки продуктивных пластов предусматривает непрерывный на протяжении всей разра­ботки сбор и обобщение данных о характере внедрения во­ды в пласты эксплуатационного объекта. Рациональный ком­плекс наблюдений зависит от геолого-физических условий, применяемых систем разработки и соответственно от ожида­емых закономерностей внедрения воды. Лишь при четко ор­ганизованном контроле возможно правильное определение мер по регулированию процесса перемещения воды в плас­тах.

К задачам контроля заводнения относятся следующие:

Ø установление на определенную дату (обычно на начало каждого года) положения границ той части залежи, из кото­рой нефть вытеснена водой, т.е. определение текущего по­ложения ВНК, контуров нефтеносности и разделов между закачиваемой водой и нефтью;

Ø определение скорости перемещения воды в пластах;

Ø определение коэффициента нефтеизвлечения в заводнен­ном объеме.

Эти задачи решаются на основании данных исследования скважин. В настоящее время нет универсального метода, поз­воляющего уверенно фиксировать положение текущих гра­ниц внедряющейся в залежь воды. Поэтому необходимо при­менять комплекс методов и проводить совместный анализ получаемых результатов. Для каждой залежи, исходя из гео­логических предпосылок особенностей внедрения воды в продуктивные пласты, следует обосновывать и применять свою систему контроля.

В настоящее время разработаны и применяются прямые методы, такие как контроль по данным о динамике обводне­ния скважин, гидрохимические и промыслово-геофизические методы, а также косвенные, основанные на систематизации и обобщении различной геолого-промысловой информации.

Рассмотрим основные, наиболее эффективные методы контроля.

Контроль по данным обводнения скважин предусматрива­ет определение границ внедрения воды на основе системати­ческого наблюдения за обводнением добывающих скважин. Этот метод наиболее прост и не требует применения специ­альных глубинных приборов. Обводненность продукции скважин определяется путем исследования проб жидкости, отбираемых на устье скважин. В результате получают данные о времени появления воды в продукции каждой скважины, о доле воды в жидкости (процент обводнения) на различные даты.

Гидрохимические методы контроляоснованы на наблю­дениях за химическим составом попутных вод, которые про­водятся в комплексе и одновременно с контролем обводнен­ности продукции скважин. При этом определяют минерали­зацию, плотность и характерные компоненты химического состава попутной воды, а также содержание искусственных индикаторов, если они подаются в закачиваемую через нагне­тательные скважины воду.

Контроль за внедрением воды по данным об обводнении скважин достаточно эффективен лишь для однопластовых объектов. При разработке залежи на природном водонапор­ном режиме или при законтурном заводнении появление во­ды в ранее безводных скважинах может означать следующее. Если скважина расположена в водонефтяной зоне и в ней перфорирована верхняя часть нефтенасыщенной толщины пласта, то начало ее обводнения связано с подъемом ВНК и совпадает с моментом, когда поверхность ВНК достигает нижних перфорированных отверстий. Однако следует учиты­вать, что в случае монолитного пласта вода в продукции скважины может появиться и тогда, когда текущий ВНК еще остается ниже перфорационных отверстий на 2-3 м. Причи­ной раннего появления воды может быть конусообразование, разрушение глинистой корки в заколонном пространстве под действием перепада давления между перфорированной и во­дяной частями пласта при работе скважины. В этом случае положение текущего ВНК по данным обводнения может быть несколько завышенным.

Для определения положения текущего ВНК в пределах ин­тервала перфорации по данным о доле воды в продукции скважины предложены различные формулы и эмпирические зависимости. Однако точность количественных определений положения ВНК по этим данным обычно низка. Поэтому по­казатели обводненности скважины пригодны только для ка­чественных заключений. Если обводненность низкая, то считают, что текущий ВНК расположен в нижней части интерва­ла перфорации; если обводненность высокая, значит, теку­щий ВНК находится ближе к верхним перфорационным от­верстиям.

Появление пластовой воды в скважине, расположенной в пределах начального внутреннего контура нефтеносности за­лежи, указывает на перемещение внутреннего контура неф­теносности в связи с подъемом ВНК. Зная моменты прохож­дения текущего внутреннего контура через различные сква­жины, можно фиксировать его положение на различные да­ты и определять скорость движения на разных участках за­лежи. Переход скважины на работу только водой указывает на прохождение через эту точку залежи и внешнего контура нефтеносности. На практике этот момент фиксируется с не­которой долей приближенности, поскольку добывающие скважины обычно отключаются при обводненности 95-98 %.

При заводнении однопластовой залежи данные о начале обводнения скважин закачиваемой водой дают возможность достаточно уверенно фиксировать положение передней гра­ницы фронта нагнетаемой воды. При этом, исходя из харак­тера строения пласта по толщине, можно судить, по какой ее части закачиваемая вода подошла к добывающей скважине, а какая ее часть на эту дату осталась нефтенасыщеннои.

Использование данных об обводнении скважин для кон­троля за заводнением многопластовых объектов малоэффек­тивно.

При использовании данных обводненности скважин необ­ходимо иметь в виду, что появление воды в скважине может быть вызвано техническими причинами, не связанными с вытеснением нефти водой: с негерметичностью эксплуатаци­онных колонн и некачественным цементированием заколонного пространства. При наличии таких дефектов в техничес­ком состоянии скважины в нее может поступать вода из неперфорированных водоносных интервалов - чужая или по­дошвенная. Все скважины, в которых появление воды связано с техническими причинами, должны быть выявлены, дан­ные по ним исключаются из анализа.

Необходимо проверять техническое состояние скважин, в которых появилась вода, если по другим данным (местоположение скважины на объекте, минерализация воды, характер нарастания обводненности и др.) это не связано с вытеснением нефти. Для этой цели используются методы промысловой геофизики - радиометрические, акустические, термометрические.

Пример выявления заколонной циркуляции по одной из добывающих скважин Ромашкинского месторождения приве­ден на рис. 110.

В пластах с высокой вертикальной проницаемостью мас­совое обводнение скважин может быть связано с образова­нием конусов подошвенной воды (рис. 111). По залежам с установленным конусообразованием данные об обводнении скважин не могут быть использованы для контроля за внед­рением воды.

Промыслово-геофизические методы, используемые для контроля заводнения пластов в скважинах, молено разделить на две большие группы: электрометрические и другие виды исследований, проводящиеся в открытом стволе скважин при бурении, и радиометрические, проводящиеся в обсаженных скважинах после их бурения и в процессе эксплуатации.

Рис. 110. Выделение интервала заколонной циркуляции кислородным нейтронно-активационным методом.

Замеры в скважинах: 1 — работающей, 2 — остановленной; интервалы: 3 — перфорации, 4 — заколонной циркуляции

Рис.111. Схема образования конуса воды при наличии подошвенной воды.

Коллекторы: 1 — нефтенасыщенные, 2 — водонасыщенные, 3 — заводненные за счет конусообразования

Исследования в открытом стволе дают ценную информа­цию по новым скважинам, которые в значительном количе­стве бурятся позже скважин основного фонда (резервные, оценочные и др.). В этих скважинах с помощью электромет­рических методов (БКЗ, СП, ГМ, ИНГМ и др.) достаточно уверенно определяют текущее положение ВНК или выделяют интервалы пластов, заводненные минерализованными водами (рис. 112). Сложнее выделить интервалы пластов-коллекторов на участках, по которым к моменту бурения скважин про­шла закачиваемая пресная вода, характеризующаяся высоким электрическим сопротивлением и низким хлорсодержанием, поскольку по данным ГИС их труднее отличать от нефтенасыщенных интервалов.

Основными промыслово-геофизическими методами кон­троля динамики заводнения пластов на разные даты служат нейтронные методы, применяемые в обсаженных скважинах. Они дают возможность отличать интервалы пластов, насыщенные нефтью или пресной водой, от интервалов, насы­щенных пластовой минерализованной водой (с хлорсодержа­нием). Наиболее широко применяются методы НГМ и ННМ. Иногда этот комплекс дополняется методами НГМнт, ГМ и НА. Хорошие результаты дают исследования импульсным ге­нератором нейтронов. Возможности применения указанных методов значительно расширились после внедрения малогаба­ритных приборов, позволяющих проводить исследования че­рез насосно-компрессорные трубы в фонтанирующих сква­жинах.

Наиболее результативны нейтронные методы в скважинах с неперфорированной колонной в интервале исследования, где состав жидкости по стволу скважины не меняется. В этих случаях изменения на диаграммах радиометрии в исследуемом интервале на разные даты однозначно могут быть связаны только с изменением насыщенности коллекторов.

Рис. 112. Пример определения текущего ВНК по данным электрометрии.

Пласты: 1 — нефтенасыщенные, 2 — заводненные закачиваемой водой, 3 — водонасыщенные

Для проведения таких исследований в разных частях зале­жи бурят специальные контрольные скважины, в которых колонны остаются неперфорированными.

На рис. 113 приведен пример наблюдения за подъемом ВНК в одной из контрольных скважин Мухановского место­рождения. В этой скважине в продуктивном пласте C-I тол­щиной 48 м по данным электрометрии начальный ВНК заре­гистрирован на глубине 2086,6 м. Для контроля за его пере­мещением в скважине периодически проводились замеры нейтронными методами. По данным нейтронного гамма-каротажа установлено, что через 5 лет ВНК поднялся до глу­бины 2073,6 м, еще через 6 лет - до 2064,8 м, а еще через два года по материалам импульсного нейтронного гамма-каротажа его положение определено на глубине 2060 м.

Подобные исследования нейтронными методами проводятся также в фонтанных добывающих скважинах, в которых по каким-либо причинам часть пластов не перфорирована. Наиболее благоприятны для этой цели условия действующих добывающих скважин на месторождениях, где в разработку введены два или больше эксплуатационных объекта. В этих случаях для контроля за заводнением верхних неперфориро­ванных объектов можно привлекать скважины, эксплуатиру­ющие нижний объект, а скважины верхнего объекта можно использовать для контроля заводнения нижних, вскрытых бурением, но неперфорированных пластов. Однако это воз­можно при наличии ряда условий.

Рис. 113. Применение НГК для контроля за заводнением пластов, не вскры­тых перфорацией.

Условные обозначения см. на рис. 112

Как уже отмечалось, возможности выделения в разрезе скважины с неперфорированной колонной интервалов, за­водненных закачиваемой пресной водой, обычно ограничены, так как с помощью нейтронных методов практически невоз­можно отличить интервалы, насыщенные нефтью, от интер­валов, насыщенных пресной водой. Такие заводняющиеся интервалы могут быть выделены на ранних стадиях внедре­ния воды. При внутриконтурном заводнении это обусловлено тем, что в процессе движения по пласту первая порция зака­чиваемой воды осолоняется за счет остаточной минерализо­ванной воды продуктивного пласта. В результате этого перед фронтом пресной воды обычно имеется оторочка минерали­зованной воды. При достаточной периодичности замеров методами радиометрии в контрольных неперфорированных скважинах в краткий период прохождения оторочки осолоненной воды возможно выявить пласты или отдельные их интервалы, обводняющиеся закачиваемой пресной водой.

Это можно показать на примере неперфорированной контрольной скважины горизонта Д1 Ромашкинского место­рождения (рис. 114). По данным электрометрии было уста­новлено, что пласты «б» и «гд» полностью нефтенасыщены, а значительная часть пласта «в» (интервал 1756-1760 м) заводне­на осолоненной закачиваемой водой. Через полгода по дан­ным комплекса методов НГМ - ННМт определено, что пласт «в» полностью заводнен осолоненной водой (на это указыва­ет смещение кривой ННКт влево относительно кривой НГК во всем интервале пласта).

Исследование с помощью того же комплекса через год показало, что нижняя часть пласта уже обводнена пресной водой (кривая ННКт вновь совместилась с кривой НГК). Верхняя часть этого пласта оставалась заводненной осоло­ненной водой. В то же время осолоненная вода внедрилась в нижнюю часть пласта «б» в интервале 1744-1751 м.

Через два года пласт «в» уже полностью заводнен пресной водой, пласт «б» в большей нижней части заводнен пресной, а в самой верхней части осолоненной водой; отмечено завод­нение осолоненной водой нижней части пласта «гд». Еще че­рез 11 лет пласт «б» полностью обводнился пресной водой, в пласте «гд» осталась нефтенасыщенной лишь самая верхняя его часть толщиной около 2 м, а остальная часть обводнена осолоненной водой.

Выделение в перфорированном многопластовом объекте заводненных пластов - значительно более сложная задача, требующая привлечения методов, основанных на изучении изменения по стволу скважины скорости потока жидкости, состава смеси, температуры и др. С помощью глубинного дебитомера выявляются работающие в скважине пласты. За­тем определяется состав жидкости против работающих ин­тервалов, для чего используются замеры диэлектрическим влагомером, гамма-плотномером или резистивиметром. На рис. 115 приведен пример определения в скважине обводнен­ного интервала по комплексу дебитомер - плотномер. Сква­жина, в которой перфорированы три нефтяных пласта, ра­ботала с дебитом 150 м/сут при обводненности 25 %. Глубинным дебитомером установлено, что работали в основном верхний и нижний пласты, на долю которых приходилось соответственно 53 и 42 % общего дебита жидкости в скважине. При исследовании скважины плотномером на глубине 1747 м по резкому увеличению интенсивности гамма-излучения установлена нижняя граница притока жидкости в скважину. Выше этой границы плотность жидкости мини­мальна, что свидетельствует о притоке из нижнего пласта безводной нефти и о наличии воды в зумпфе скважины. Еще выше, начиная с подошвы верхнего пласта (1725 м), плот­ность жидкости оказалась более высокой (интенсивность гамма-излучения повысилась), что указывает на приток из верхнего пласта воды вместе с нефтью.

Рис. 114. Заводнение пластов горизонта Д1 Ромашкинского месторождения в контрольной неперфорированной скважине.

Пласты: 1 — нефтенасыщенные, 2 — заводненные осолоненной водой, 3 — заводненные пресной водой

Рис. 115. Пример выделения заводняемого пласта по изменению скорости потока и состава жидкости в стволе работающей скважины.

Пласты: 1 — нефтенасыщенные, 2 — заводненные закачиваемой водой; 3 — интервал перфорации

Наиболее надежное выделение интервалов поступления во­ды таким способом обеспечивается, когда дебит скважин вы­сок (более 100-120 м/сут) и в колонне не происходит грави­тационного разделения нефти и воды. При меньшем дебите вода не полностью выносится на поверхность, часть ее скап­ливается в нижней части колонны и может частично или полностью перекрыть интервал перфорации. В результате эффективность способа снижается.

При небольшом дебите значительную помощь может ока­зать метод наведенной активности кислорода, при котором фиксируется движение по стволу скважины воды. На рис. 116 показан пример определения притока пресной воды в одной из добывающих скважин, в которой перфорированы два пласта, работающие с дебитом 8-10 м/сут, при обводненнос­ти 60 %. По наведенной активности кислорода на глубине 1607 м четко выделяется нижняя граница притока воды в скважину. Кривые прямого и обращенного зондов сходятся. Судя по замеру плотномером, нижний пласт работает через столб воды в колонне безводной нефтью (методом наведен­ной активности кислорода движения воды по колонне против него не зафиксировано).

Применение термометрии для выделения обводненных пластов основано на том, что обычно в пласт нагнетается вода с температурой ниже пластовой. Фиксируя в стволе до­бывающей скважины интервалы с пониженной температурои, удастся выделить пласты, промытые закачиваемой во­дой. Но, поскольку фронт охлаждения отстает от фронта вытеснения, термометрия дает результаты по пластам, через которые прошли значительные объемы нагнетаемой воды.

Рис. 116. Пример выделения заводняемого пласта методом наведенной активности кислорода.

Условные обозначения см. на рис. 115

Главная цель обобщения комплекса получаемых данных о заводнении продуктивного пласта - установление объема за­лежи, занятого водой в результате вытеснения нефти, и соот­ветственно - границ размещения оставшихся запасов. Для этого по однопластовым объектам строят на определенные последовательные даты карты с выделением заводненных зон пласта и указанием причин (вида) заводнения; карты поверх­ности текущего ВНК; карты текущего положения контуров нефтеносности и фронта закачиваемой воды; карты завод­ненной толщины пластов; карты остаточной нефтенасыщенной толщины и др.

Эти карты могут быть построены каждая в отдельности или в виде совмещенной карты. Строят их с использованием всей полученной на определенную дату информации. Вначале проводят обработку комплекса первичного материала по каждой скважине, в процессе которой выделяют интервалы, заводненные пластовой и закачиваемой водой, устанавливают текущее положение ВНК, определяют обводненную и оста­точную нефтенасыщенную толщину и т.п.

В качестве геологической основы используют карту рас­пространения коллекторов разной продуктивности, карту охвата пластов воздействием или карту разработки, на кото­рых показано положение начальных контуров нефтеноснос­ти.

Увязывая данные исследования заводнения пластов в сква­жинах с данными об эксплуатации скважин, определяют по­ложение текущих контуров нефтеносности, выделяют зоны, заводняемые пластовой и закачиваемой водой, или проводят изопахиты заводненной либо остаточной нефтенасыщенной толщины, наносят изгипсы текущей поверхности ВНК.

Построение карт следует начинать с участков, для кото­рых имеется достаточный объем надежной информации, позволяющий установить закономерности заводнения плас­тов. Эти закономерности могут быть распространены на идентичные участки, менее освещенные исследованиями.

При изучении процесса заводнения многопластового объ­екта разработки наряду с данными о заводнении пластов в скважинах требуется информация не только о дебите и при­емистости в целом по скважине, но и о работе (дебите, об­водненности, приемистости) каждого пласта в отдельности.

Эту информацию получают с помощью глубинной потокометрии, влагометрии и других методов (см. § 3 главы XIV).

Названные выше карты строят для каждого пласта много­пластового объекта. При этом всю информацию о заводне­нии и работе пластов, полученную по скважинам, по степени ее достоверности целесообразно разделить на несколько групп. К наиболее достоверным относят данные по скважи­нам, в которых перфорирован только один пласт, и данные, полученные методами радиометрии в неперфорированных контрольных скважинах. Данные средней достоверности по­лучают по скважинам, в которых перфорировано несколько пластов, но из них работает только один. И наименее досто­верны данные по скважинам, в которых перфорированы и работают несколько пластов.

Карты заводнения каждого пласта многопластового объек­та строят подобно тому, как это было показано для однопластового объекта. При этом в первую очередь используются наиболее достоверные данные, которые затем дополняются менее достоверными.

В зависимости от особенностей строения пласта, применя­емой системы разработки, специфики вытеснения нефти во­дой, количества и качества фактических данных карты за­воднения могут строиться с разной степенью детальности. На рис. 117 приведены карты заводнения участка на многопластовом объекте, разрабатываемого с внутриконтурным нагнета­нием воды, составленные на две даты. При сравнении этих карт видно, что вода перемещается лишь по высокопродук­тивным коллекторам, из низкопроницаемых коллекторов на этом участке нефть не вытесняется. Необходимо принимать меры по включению в процесс разработки таких частей за­лежи.

Рис. 117. Карты заводнения пласта на начало 1990 г. и 1995 г.

Породы-коллекторы: 1 — высокопродуктивные нефтенасыщенные, 2 — высокопродуктивные с внедрившейся закачиваемой водой, 3 — малопро­дуктивные нефтенасыщенные; 4 — границы внедрения закачиваемой воды; скважины: 5 — добывающие, 6 — нагнетательные

При наличии соответствующей информации на этих кар­тах в зонах с внедрившейся водой молено было бы также выделить подзоны, промытые водой по всей толщине и с внедрением воды лишь по части толщины пласта. В послед­них можно было бы показать остаточную нефтенасыщенную и заводненную толщины.

Карты заводнения используют при определении мер по регулированию разработки, для прогнозирования обводнен­ности добывающих скважин, оценки нефтеотдачи в завод­ненной зоне пласта, выявления невыработанных целиков нефти.

Из изложенного в главах XIII-XV настоящего учебника видно, что контроль состояния разработки нефтяных зале­жей - многоплановые трудоемкие, постоянно выполняемые исследования скважин и пластов, перманентное накопление и обобщение получаемых данных. Новые возможности для вы­полнения комплекса всех этих исследований и повышения эффективности контроля в целом появились в последние го­ды благодаря созданию компьютерных геолого-техноло­гических моделей залежей, постоянно действующих в течение всего периода их разработки.

Глава XVI

РЕГУЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ В РАЗНЫХ

ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ

Поиск по сайту: