Глава XVIII

МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

Контроль разработки месторождений нефти и газа геофизи­ческими методами приобретает все большее значение в прак­тике нефтепромысловых работ. В связи с этим создаются новые методы контроля, совершенствуются аппаратура для исследова­ния скважин и методика обработки получаемых результатов.

При разработке нефтегазовых месторождений геофизиче­ские методы позволяют решать следующие основные задачи:

1. исследование процесса вытеснения нефти и газа в пластах;

2. изучение эксплуатационных характеристик пластов; 3) уста­новление состава флюидов в стволе скважины; 4) изучение тех­нического состояния эксплуатационных и нагнетательных скважин.

§ 79. Исследование процесса вытеснения нефти и газа при заводнении пластов

Изучение процесса вытеснения нефти и газа при законтур­ном и внутриконтурном заводнении месторождений предусмат­ривает: а) определение первоначального положения в пластах водонефтяного (ВНК), газонефтяного (ГНК) и газоводяного (ГВК) контактов; б) контроль перемещения ВНК и ГВК; в) выделение продуктивных пластов, обводненных пресными и минерализованными водами; г) определение текущей и оста­точной нефтегазонасыщенности пластов.

Определение первоначального положения ВНК, ГВК и ГНК

Первоначальное положение ВНК, ГВК и ГНК устанавлива­ется комплексом промыслово-геофизических методов: в необ- саженных скважинах — главным образом методами сопротив­ления, реже методами радиометрии, в обсаженных скважи­нах— в основном методами радиометрии и отчасти термо­метрии.

Водонефтяной контакт в необсаженных скважинах определяется следующими способами: 1) по показаниям КС градиент-зондов и потенциал-зондов достаточно большого раз­мера (см. рис. 109); 2) по кривым КС мнкрозондов и р_Лф мик­розондов СЭЗ; 3) по кривым сг_Эф индукционного метода.

Газоводяной контакт в необсаженных и обсажен­ных скважинах устанавливается следующими способами: 1) по максимальным показаниям КС потенциал- и градиент-зондов большого размера; 2) по увеличению показаний <т₀ф на кривой индукционного метода; 3) по увеличению показаний нейтрон­ного гамма-метода или метода плотности тепловых нейтронов; 4) по превышению показаний НГМ или ННМ-Т большого зонда по сравнению с малым зондом (см. рис. 111); 5) по на­личию приращений на кривых НГМ, зарегистрированных в раз­ное время зондом одной длины (см. рис. 111).

Газонефтяной контакт в обсаженных и необсажен- ных скважинах может быть определен следующими способами: 1) по наличию положительных приращений показаний на кри­вых НГМ или ННМ-Т (см. § 52, 53); 2) по величинам времени жизни тепловых нейтронов в газоносной и нефтеносной частях пласта (см. § 58); 3) по данным геохимических методов иссле­дования скважин (см. § 70); 4) по данным термометрии сква­жин (см. § 64).

Рис. 163. Определение положения ВИК по данным нейтронного гамма-ме- 1 тода (ИГМ) и метода наведенной активности (МИЛ) по хлору (по С. А. Султанову).

/ — водоносный песчаник; 2 — нефтеносный песчаник; 3— глина

Контроль перемещения ВНК и ГВК

Перемещение ВПК и ГВК в процессе разработки месторож­дений в обсаженных скважинах устанавливается несколькими способами: 1) по показаниям нейтронного гамма-метода (рис. 163); 2) по показаниям нейтрон-нейтронного метода — по изменению плотности тепловых нейтронов (см. рис. 109); 3) по показаниям импульсного нейтрон-нейтронного метода (см. рис. 117); 4) по показаниям импульсного нейтронного гамма- метода; 5) по данным метода наведенной радиоактивности (см. рис. 163).

По положению ВНК и ГВК устанавливают контуры нефте­носности и газоносности.

Выделение продуктивных пластов, обводненных нагнетаемыми водами

На определенной стадии разработки нефтяных и газовых месторождений пласты начинают обводняться нагнетаемыми водами. Поступление в скважину воды свидетельствует о под­ходе фронта закачиваемой воды либо о прорыве нагнетаемой воды. Обводнение продуктивного пласта минерализованной во-, дой сравнительно легко установить в необсажснных скважинах с помощью метода кажущегося сопротивления и индукцион­ного метода по заметному снижению удельного сопротивления пласта в интервале поступления вод, 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 по величине электрического сопротивления пласты нефтегазоносные и обводненные невозможно. Наблюдается даже возрастание р_п при промывке продуктивного пласта прес­ной водой, но этот критерий ненадежный.

Наиболее уверенно в необеаженных скважинах можно выде­лить обводненные пресной водой пласты по данным метода по­тенциалов собственной поляризации пород. Если пласт обвод- иился в кровле, то наблюдается смещение линии глин кривой U_cп против покрывающих пород влево (рис. 164,л), в случае обводнения подошвы пласта — линия глин кривой Ü_Cn против покрывающих глин смещается вправо (рис. 164,6), при обвод­нении пласта по всей его мощности отмечается общее умень­шение амплитуды AU_Cn (рис. 164,б). Изменение формы кри­вой U_cn против обводненных пресной водой продуктивных пластов объясняется резким изменением соотношения минера­лизации жидкостей, содержащихся в системе пласт—скважина.

В необеаженных 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 по сравнению с нефтенасыщен­ными. Например, диэлектрическая проницаемость е нефтенасы­щенных песчаников составляет 5—13 отн. ед., а песчаников, обводненных пресной водой, более 15 отн. ед. (рис. 165).

Эффективны при выделении обводненных пластов и интер­валов обводнения в необеаженных скважинах данные низкоча­стотного широкополосного акустического метода (НШАМ) (см. § 67). Этот метод можно применять и в обсаженных сква­жинах, но при условии хорошего сцепления цемента с породой и колонной (рис. 166).

В обсаженных металлическими колоннами скважинах ос­новными методами контроля положения ВНК и его перемеще­ния являются нейтронные методы — НГМ, ННМ-Т и ИННМ-Т. Различие показаний этих методов в нефтеносной и обводненной частях пласта вызвано неодинаковым объемным содержанием хлора в этих частях, т. е. минерализацией остаточной и нагне­таемой воды и пористостью пласта. В случае обводнения пла­стов пресными водами при низкой минерализации пластовых вод (С,,= 15-И00 г/л) наиболее эффективны повторные изме­рения ИННМ-Т в неперфорированиых скважинах (рис. 167). По данным ИННМ-Т можно установить положение ВНК.

Контроль обводнения пластов в процессе их разработки воз­можен по данным радиогеохимического эффекта. В процессе разработки нефтяных залежей 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 ано-

О

Рис. 164. Выделение обводненных пластов пресными водами по данным ме­тода потенциалов СП.

аз®' Е±эз^г в-» ез⁴

бводнение пласта: а —в кровле: б —в подошве: в — по всей мощности. / нефтенос­ный песчаник; 2 — обводненный песчаник; 3 — глина; 4 — кривые СП при отсутствии обводнения пласта

Р ис. 165. Выделение обвод­ненных пресной водой про­дуктивных пластов по комп­лексу методов ГИС (а) и ре­зультаты анализа проб газа и интерпретации данных по скв. 13 100 (б) (Самотлор- ское месторождение).

/ — условная нулевая линия глин но СП; 2 — глина; 3 алевролит: 4 — извеегковнетый песчаник; 5 — нефтеносный песчаник; б — нефте- водоносный песчаник: 7 — водонос­ный песчаник; 8— места отбора проб пластовых флюидов. На рис. б кривые 1-6 характеризуют содержание газа в пластах, от­меченных цифрами в кружочках

ЕЭ' БЭ? га*

/ — глина; 2— алевролит: 3—нефтеносный песчаник; 4— обводненный нефтеносный песчаник; 5 — водоносный песчаник

Рис. 167. Выделение пластов, обводняющихся пресными водами, по данным повторных измерений ИННМ-Т в нснерфорированиом пласте.

/ — нефть; 2— пресная вода; 3 — минерализованная вода

м

Рис. 166. Определение характера насыщения пласта АВ<_₅ в закрепленной скважине широкополосным акустическим методом.

^Ш^г ШШ² ЕЭ³ ЕЗЗ⁵

альным 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.

Рис. 168. Пример определения интервалов обводнения по величине радно- геохимичсского эффекта, профиля отдачи и типа флюида в скважине по комплексу методов ГИС.

/. // — кривые ГМ, зарегистрированные до и после обводнения, / — глина; 2 — песча­ник; 3 — алевролит; •# — нефть; 5 — вода; 6 — нефть с водой

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 (рис. 168).

Достаточно высокую эффективность при выделении обвод­няющихся пластов нагнетаемыми водами показали методы тер­мометрии. В связи с различием температур нагнетаемых и пла­стовых вод процесс вытеснения нефти водой сопровождается изменением температуры пласта. Обычно температура нагне­таемых вод ниже пластовой, поэтому обводненный пласт выде­ляется по отрицательным температурным аномалиям при срав­нении термограммы с геотермой (рис. 169). В интервале появ­ления отрицательной температурной аномалии на термограмме выделяется точка минимальной температуры и определяется ее отклонение Д/ от геотермы Г. Точки пересечения линии, прове­денной на расстоянии Д//2 параллельно геотерме, с термограм- мой определяют интервал прохождения температурного фронта нагнетаемых вод. Обводнение пласта в интервале прохождения температурного фронта устанавливается по положению точки минимальной температуры.

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). В этом случае изменение температуры определяется выражением Д/ = е*Др, где Ар=рпп—р*— депрес­сия на пласт (р_ил, Рз — соответственно пластовое и забойное давления); е< — коэффициент Джоуля — Томсона, который вы­числяется по формуле е* = (*₃—ф/(р'—/?') на основании из­мерений температур на забое и давлений на двух режимах ра­боты пласта. Определение характера насыщения пород осно­вано на существенно различающихся значениях е* пластовых флюидов; для воды е< = 0,0235-10“⁵, для нефти (0,01—0,06) 10 ⁵, для газа [—0,25—(—0,4)] • 10'⁵ °С/Па. 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 °С, на разделе вода — нефть — от 0,33 до 0,73 °С и на границе вода — газ — от 5,47 до 8,47 °С.

М

Рис. 169. Выделение обводненного Рис. 170. Выделение нефтеносных

участка пласта по данных» термо- пластов в закрепленных скважн-

метрин. пах методом высокочувствительной

/ — обводненный нефтеносный песчаник; термометрии.

2 — глина; 3 — нефтеносный песчаник, /: — / — нефтеносный песчаник; 2 — глина, о—

часть пласта, обводненная нагнетаемой с — точки отбивки границ пластов водой

етод высокочувствительной термометрии позволяет выде­лять нефтеносные и водоносные пласты в остановленных сква­жинах за счет формирования температурных аномалий в ра­ботающих пластах до остановки скважин. По положительным температурным аномалиям относительно кривой геотермиче­ского градиента могут быть выявлены нефтеносные интервалы, по отрицательным аномалиям — водоносные интервалы (рис. 169, 170). Для получения максимального температурного эф­фекта против нефтеносных пластов необходимо проводить ис­следования высокочувствительной термометрией не более чем через 2—3 сут после остановки скважины.

При высокочувствительно»! термометрии используются тер­мометры чувствительностью 0,02 °С.

Для выделения обводненных пластов и их интервалов можно также использовать следующие материалы: 1) данные метода изотопов (см. § 50); 2) результаты исследовании методом ИНГМ в различное время измененной минерализованным рас­твором прискважинной зоны пласта (см. § 59); 3) данные ме­тода наведенной активности кислорода (см. § 60); 4) данные опробователей пластов на кабеле (см. рис. 165).

Определение текущей и остаточной нефтегазонасыщенности пластов

Под текущей нефтегазонасыщениостью пласта следует по­нимать количество нефти или газа в породе на определенное время разработки месторождения. Она оценивается коэффици­ентом текущего нефтсгазонасыщения ¿„_г. т= Унг.т/Уп, представ­ляющим собой отношение текущего объема нефти или газа к объему пор коллектора.

Рис. 171. Пример определения коэффициента текущего нефтенасыщення *„_{г т} обводненных пластов (Самотлорскос месторождение, пласт БВ₈, скв. 10391).

/ — условная нулеиая линия глин; 2 обводненные продуктивные пласты 354

Остаточная нефтегазонасыщенность — это то количество нефти и газа, которое остается в пласте на момент окончания выработки залежи. Коэффициент остаточного нефтегазонасы- ЩСНИЯ ¿иг. о= Уцг. о/Уп, где ^„г.о — объем оставшихся нефти или газа.

По данным коэффициентов начального &». нач и остаточного /е„. о нефтенасыщения устанавливается коэффициент конечного вытеснения нефти

Рв⁼ 1 ■&н.о/^н. нач-

При вытеснении нефти и газа из пласта водой, близкой по минерализации к пластовой, коэффициент к_пг. _т в открытом стволе скважины определяется по данным методов сопротивле­ния известной методикой [27]. Определение £„_г. _т значительно усложняется при нагнетании в пласт пресных вод. В этом слу­чае необходимо знать удельное сопротивление смеси пластовой воды с нагнетаемой р_см, которое можно оценить по данным ме­тода потенциалов СП. Пример определения к„_г._т показан на рис. 171.

'Для определения коэффициента текущего нефтенасыщения

6. с. т в обсаженных скважинах разработана методика на основе данных импульсно-нейтронных методов (ИННМ-Т, ИНГМ) при минерализации пластовых вод не менее 150 г/л [16].

Коэффициент текущего газонасыщения находится по дан­ным НГМ или ННМ-Т.