3.3. Відключення окремих обводнених інтервалів пористого пласта

Обводнення свердловин по окремих найбільш проникних пропластках продуктивного пласта є дуже поширеним обводненням внаслідок нерів­номірного вироблення шарово-неоднорідних за проникністю продук­тивних пластів. Прорив води у свердловини і повне їх обводнення (до межі рентабельної експлуатації) в більшості випадків відбувається за­довго до досягнення потенційно можливого відбору нафти із свердловини. Це різко знижує темпи видобування нафти, ефективність діяння системи підтримування пластового тиску, збільшує навантаження на систему збору і підготовки нафти, підсилює корозію нафтопромислового облад­нання і т. д. Боротьба з таким обводненням вимагає вибіркового (селек­тивного) відключення окремих обводнених інтервалів пласта для збере­ження продуктивності нафтонасичених його інтервалів.

577

Цей вид ремонтно-ізоляційних робіт є найскладнішим в аспекті об­грунтування доцільності здійснення в конкретній свердловині, вибору тех­нологічних схем і тампонувальних матеріалів, необхідних тисків і об'ємів нагнітання, а разом з тим є дуже актуальним у зв'язку з широким засто­суванням технології підтримування пластового тиску і випереджального обводнення окремих високопроникних інтервалів продуктивного пласта. Такі роботи є ефективними, якщо розріз чітко розділений на пропластки, котрі відокремлені один від одного непроникним шаром на ділянці дрену­вання свердловини. Відокремлений обводнений пропласток тоді можна успішно відключити як обводнений пласт (верхній, середній чи нижній).

Ізоляція припливу води із високопроникної частини монолітного пласта до даного часу достатньо ще не обгрунтована ні теоретично, ні практич­но. Для вирішення цього питання немає надійних методів оцінки залиш­кової нафтонасиченості пласта в привибійній зоні, а також високоефектив­них селективних водоізоляційних матеріалів.

3.3.1 Виявлення обводнених інтервалів та оцінка залишкового

нафтогазонасичення

Основна мета досліджень в інтервалі об'єкта розробки полягає у виз­наченні джерел обводнення продукції свердловини, а також в оцінці стану вироблення запасів нафти та газу і нафтогазоводонасичення колектора.

Дослідження мають дві особливості на відміну від методів вивчення процесу витіснення нафти водою чи газом і газу водою. Головна з них -необхідність вивчення нафтогазонасиченості розрізу в умовах гідрогазо-динамічного зв'язку пластів через розкритий перфорацією стовбур сверд­ловини. Друга особливість - неможливість застосування для цієї мети найефективніших електричних і електромагнітних методів каротажу свердловин.

Для виявлення джерел обводнення продукції в діючих свердловинах виконують комплексні вимірювання високочутливими термометрами, гідродинамічним і термокондуктивним витратомірами, густиномірами, резистивиметром, імпульсним генератором нейтронів. Склад комплексу вимірювань залежить від дебіту рідини і вмісту води в продукції. Прив'я­зування виміряних параметрів до глибини здійснюють з допомогою локатора муфт і гамма-каротажу.

У капітальний ремонт для ізоляції припливу води передаються сверд­ловини за різної обводненості видобуваної продукції, але найбільший обсяг ремонтних робіт припадає на свердловини, в яких вміст води в продукції сягає 80% і більше.

Для встановлення обводнених інтервалів продуктивного пласта за­стосовують прямі методи вивчення характеру нафтогазоводонасиченості

578

пласта (радіоактивні, акустичні) і непрямі методи, основані на виявленні інтервалів надходження води у стовбур свердловини [100].

Для виявлення інтервалів надходження води у стовбур свердловини найінформативнішими є дослідження давачами складу рідини - воло­гоміром, густиноміром, резистивиметром. Ці дослідження виконують, як правило, в комплексі з витратометрією й термометрією. Обгрунтованіші висновки можна зробити, коли є можливість зіставити дані, одержані в обводненій свердловині, з діаграмами, що зареєстровані в ній у безводний період експлуатації.

Наприклад, у продуктивному розрізі, як видно з кривих електричного каротажу (див. криві методів стандартного каротажу і самочинної поляризації), містяться три нафтових пласти (рис. 3.8). Матеріали пото-кометричних методів досліджень (витратометрія), одержані в без­водний період експлуатації, показують, що розробкою охоплено всю розкриту перфорацією товщину продуктивного колектора. По кривій термометрії можна відмітити нижню межу інтервалу, що віддає нафту, за різкою позитивною аномалією температур, зумовленою дроселю­ванням рідини. Аномалії температури трохи меншої значини спосте-

Рис. 3.8- Виділення інтервалу надходження води у свердловину потокометрич-ними методами: / - неколектор; 2 - колектор; 3 - нафта; 4 - вода; 5 - інтервал фільтра; б - вимір у безводний період роботи свердловини; 7 - вимір після появи води в продукції свердловини

579

рігаються навпроти середнього і верхнього нафтових пластів. Із кривої механічної дебітометрії видно, що максимальний приплив нафти над­ходить із середнього пласта, особливо із його нижньої частини. За показами вологоміра лише в зумпфі свердловини, нижче інтервалу перфорації, фіксується вода, решта частини стовбура свердловини

заповнена нафтою.

Іншу інформацію дають матеріали дослідження цими ж методами у свердловині після появи в продукції значного (до 50%) вмісту води. На кривій термометрії навпроти нижньої частини середнього пласта від­мічається таке зниження температури, яке звичайно спостерігається після прориву запомповуваної води з температурою нижче пластової. За кривими вологометрії і резистивиметрії чітко відмічається інтервал надходження у стовбур свердловини води із нижньої частини середнього пласта. Наявність води в продукції свердловини трохи знизило, що слідує із показів витратометрії, загальний приплив рідини з пластів, особливо із нижнього. Звідси можна зробити висновок, що для відновлення продук­тивності свердловини необхідно ізолювати нижню частину середнього нафтового пласта.

Якщо обводненість продукції свердловини сягає 90% і більше, то задача встановлення місця надходження води у стовбур може бути зведена до виявлення в продуктивному розрізі найпродуктивнішого

інтервалу.

Для виділення місцезнаходження обводненого пласта (пропластка) серед інших перфорованих пластів і визначення заводненої товщини колектора за високої мінералізації води (не менше 100 г/л) здійснюють додаткові дослідження імпульсними нейтронними методами (ШМ) як в працюючих, так і в зупинених свердловинах. У разі обводнення мало-мінералізованою чи прісною водою з концентрацією солей до 100 г/л здійснюють вимірювання ШМ до і після запомповування міченої рідини. Ці дослідження комплексують із дослідженнями високочутливим термо­метром для виявлення інтервалів поглинання запомповуваної води і виділення інтервалів заколонної циркуляції.

При дослідженні пластів з підошовною високомінералізованою водою (понад 100 г/л), які частково розкриті перфорацією, за вимірами ШМ виснують про шляхи надходження води до інтервалу перфорації - підтя­гуванням води вздовж присвердловинної зони колектора (конус підо­шовної води) чи заколонним простором внаслідок негерметичності це­ментного кільця.

Оцінку стану вироблення запасів і значини коефіцієнта залишкової нафтонасиченості в перфорованому пласті перевіряють дослідженнями ШМ в ході почергового запомповування в пласт двох водних розчинів, які

580

різняться мінералізацією. За результатами вимірювання параметру часу життя теплових нейтронів у пласті розраховують значину коефіцієнта залишкової насиченості. Технологія робіт передбачає запомповування 3-4 м³ розчину на 1 м товщини колектора. Запомповування розчину здій­снюють окремими порціями з вимірюванням параметра до стабілізації його значини.

Для виявлення місцезнаходження обводнених інтервалів і оцінки їх залишкового нафтогазонасичення у видобувних свердловинах, що зу­пинені для ремонту, проводять дослідження імпульсним нейтронним каротажом із запомповуванням міченого розчину (табл. 3.5). Цей спосіб грунтується на тому, що внаслідок істотних різниць фазових проникностей для води і нафти запомповувана у свердловину вода легше поглинається водоносними і обводненими пластами, ніж нафтовими. Практика показує, що під час запомповування через інтервал перфорації в продуктивний пласт міченої води і наступного відроблення свердловини обводнені інтервали характеризуються середньою та глибокою зоною проникання, високими ступенями витіснення пластового флюїду і очи­щення від міченої речовини в ході вироблення, а вироблювані нафто-насичені інтервали характеризуються неглибокою або середньою зоною

Таблиця 3.5 - Нейтронні характеристики основних хімічних сполук, які вико­ристовуються для приготування мічених розчинів

Хімічна сполука	Характеристика сполук		Характеристика розчину
	Густи­на, кг/м3	Нейтронно-поглинальна здатність, де"1	Концентрація розчину	Нейтронно-поглинальна здатність, де'1	Примітки
Хлористий натрій	2100	16 840	100 г/л	1240	Практично не сор-бується на гірських породах і свердло­винному обладнанні
Хлористий кальцій	2100	17613	-II-	1280	-II-
Хлористий калій	2000	12 725	-II-	1 102	-II-
Соляна кислота	1200	14 500	(10-25)%	1627	Добре розчиняє карбонати
Чотирихло-ристий вуглець	1600	19 025	100 г/л	1627	Практично не сор-бується на гірських породах і свердло­винному обладнанні
Октаборат натрію	1600	170 355	-//-	10 541	Сорбується гірськими породами
Борна кислота	—	25 000	Розчин у воді	—	-//-
Гадолій азот­нокислий	2600	3 350 000	Розчин у воді або метанолі	—	Дуже сорбується гір­ськими породами

581

проникання, пониженим ступенем витіснення і неповним очищенням від міченої речовини. Відновлення нейтронних властивостей пласта прохо­дить після тривалого відроблення.

Основу методики встановлення обводненого інтервала імпульсним нейтронним каротажем із запомповуванням міченого розчину становлять спостереження за зміною проникання міченої рідини в пласти в процесі її запомповування і вимивання її із пласта під час викликання припливу.

Ознакою проникання міченої рідини в пласт є різке зменшення швид­кості обчислення на кривих, що реєструються під час імпульсного ней­тронного каротажу. Для виділення інтервалів з глибиною проникання розчину, меншою радіуса дослідження імпульсного нейтронного каротажу, застосовують оброблення матеріалів за так званим способом бокового нейтронного зондування. Він полягає в кореляційному зіставленні обер­неної величини середнього часу життя нейтронів (декремента згасання) з логарифмом швидкості обчислення на фіксованій тимчасовій затримці. У пластах з однорідним у радіальному напрямку насиченням привибійної зони вказані параметри пов'язані між собою лінійною залежністю. Ра­діально неоднорідні інтервали виділяються як такі, що відхиляються від лінійної залежності.

На рис. 3.9 дослідження у свердловині проведено за обводненості продукції 98%. Як слідує із кривих електричного каротажу (криві КС і ПС), продуктивний інтервал складений неоднорідною товщею осадових відкладів і може бути поданий як два пласти, розділені слабкопроникною перемичкою. За кривою імпульсного нейтронного каротажу, зареєстрова­ною в зупиненій свердловині, обидва пласти виділяються високою інтен­сивністю випромінювання приблизно однакової значини. На кривій цього методу, отриманій після запомповування у свердловину 53 м³ мінералі­зованої води густиною 1120 кг/м³ (на 15% вищою, ніж густина запомпо-вуваної води), зареєстрована інтенсивність різко знизилась навпроти ниж­нього пласта. У верхній пласт проникання міченої рідини не спостеріга­ється. Після відпрацювання свердловини зареєстрована інтенсивність, як видно із кривої на третьому вимірі, відновилась до значин, близьких до початкових. На основі результатів досліджень імпульсним нейтронним ка­ротажем можна зробити висновок, що заводнено запомповуваною водою нижній пласт, а верхній, незалежно від досягнення свердловинної гра­ничної обводненості продукції, залишається нафтонасиченим.

Метод імпульсного нейтронного каротажу із запомповуванням міче­ного розчину за певних геолого-технічних умов може бути застосованим для оцінки залишкового нафтонасичення обводненого інтервалу продук­тивного пласта. Однією з умов є вибір для дослідження промитих ділянок пласта з нерухомою нафтою. Ознакою наявності в продуктивному розрізі

582

Рис. 3.9 - Виділення обводненого інтервала пласта методом міченої речовини: / -глина; 2 - пісковик; 3 - алевроліт; 4 - аргіліт; 5 - нафта; б - вода; N_t3 - швидкість підрахунку на часовій затримці t₃.

таких пластів може бути робота свердловини протягом тривалого часу (не менше місяця) із стійкими дебітом і обводненістю видобуваної про­дукції. Необхідно також мати вірогідні відомості про абсолютну величину ефективної пористості досліджуваного пласта.

Застосування імпульсного нейтронного каротажу для вирішення вказаної задачі грунтується на проведенні декількох, не менше трьох, запомповувань у пласт мічених рідин, які контрастно відрізняються ней­тронними поглинальними властивостями, і відповідної кількості вимі­рювань нейтронних параметрів досліджуваного пласта. За даними дос­ліджень будують залежність декремента згасання нейтронів пласта від декремента згасання міченого розчину Тангенс кута нахилу цієї прямої до осі абсцис відповідає ємності витіснення нафти із пласта

(3.1)

Якщо відомо коефіцієнт пористості пласта т, то можна розрахувати коефіцієнт витіснення нафти

(3.2)

і коефіцієнт залишкової нафтонасиченості пласта

(3.3)

583

Як приклад розглянемо дослідження свердловини імпульсним ней­тронним каротажем із запомповуванням міченої рідини (рис. 3.10). Про­дуктивний розріз складено двома пачками пластів, розділених глинистою перемичкою (за даними електрокаротажу). Кожна з пачок є переша­ровуванням пісковиків з непроникними породами. Перфорацією розкрито усю нафтонасичену товщину продуктивного розрізу. Для виділення об­воднених інтервалів і оцінки їх залишкового нафтонасичення у свердловині проведено фонове вимірювання середнього часу життя нейтронів т і вимірювання цього параметра після запомповування міченого розчину густиною р = 1020,1110 і 1120 кг/м³. Найбільш інтенсивні і стабільні зміни параметра т зафіксовано в середній і підошовній частинах верхньої продуктивної пачки, де залягають відносно товсті прошарки пісковиків. Розрахована залишкова нафтонасиченість становить 0,32-0,37%.

Обводнені інтервали (пропластки) виявляють також комплексними гідродинамічними і геофізичними дослідженнями шляхом селективного випробування цих інтервалів на приплив з використанням двох пакерів (зверху і знизу).

Рис. 3.10 - Дослідження свердловини з метою визначення залишкового нафто­насичення імпульсним нейтронним каротажем із запомповуванням у пласт розчинів різної солоності: / - пісковик; 2 - глина; 3 - алевроліт; 4 -нафта; 5 - залишкова натонасиченість; 6 - інтервал фільтра

584

Метод визначення профілів припливу, джерел обводнення в експлуатаційних свердловинах полягає в реєстрації фізичних полів у свердловині, викликаних процесами переміщення видобуваного флюїду з експлуатаційного об'єкта(ів) у свердловину та рухом його по стовбуру. Основним способом дослідження свердловин з метою визначення про­філю припливу або приймальності є створення декількох контрастних за гідродинамічними умовами режимів. Вони виконуються комплексною апаратурою, що містить комплект давачів: а) високоточний термометр; б) манометр; в) термокондуктивний дебітомір (індикатор припливу); г) індукційний резистивиметр; ґ) діелькометричний вологомір; д) детек­тор гамма-випромінювання; є) магнітний локатор муфт; є) акустичний шумомір; ж) механічний витратомір; з) гамма-гамма густиномір ([497]).

Реєстрованими параметрами є такі: Параметри Межі вимірювань

Температура, °С 0-125

Тиск,МПа 0,1-60,0

Індикатор припливу, безрозмірна величина

Мінералізація, г/л 0-300

Водовміст, % 0-100

Інтенсивність гамма-випромінювання, мікрорентген/год. 0-100

Магнітне поле колони, безрозмірна величина Інтенсивність акустичних шумів, безрозмірна величина Швидкість потоку, м/год. 0-15000

Густина рідини у стовбурі (або в затрубному просторі), кг/м³ 0-1500

Технічні особливості застосування методу: а) виконується при всіх типах виклику припливу; б) мінімальний діаметр прохідного отвору в компонуванні підземного обладнання - 45 мм; в) максимальний зенітний кут нахилу стовбура свердловини, при якому прилад рухається без спеціального пристрою доставки - 60°; г) швидкість реєстрації для загальних досліджень - 1500-2000 м/год.; ґ) швидкість реєстрації для детальних досліджень - 150-250 м/год.

У залежності від вирішуваної задачі можливе компонування базового модуля приладу з модулем механічної витратометрії, густинометрії по трубах або затрубному простору.

Застосування методу полягає в наступному: а) прив'язування резуль­татів вимірювань до розрізу; б) контроль інтервалів розкриття пласта і технічних елементів конструкції свердловини; в) виділення інтервалів припливу або поглинання флюїду; г) визначення загального та інтер-вального дебіту протікаючого або нагнітального у свердловину флюїду; ґ) фіксація складу флюїду у стовбурі свердловини та складу флюїду

585

припливу, що надходить з інтервалів припливу; д) виділення інтервалів заколонних або внутрішньопластових перетікань; є) визначення гідро­динамічних параметрів перфорованих об'єктів.

Таблиця 3.6-Характеристика приладу для визначення профілів припливу

Прилад	Довжи­на, м	Діаметр, мм	Максимальна температура, °С	Максимальний тиск, МПа	Швидкість ка­ротажу, м/год.	Маса, кг
ПЛТ-9 (дистанційно керований)	2,0	38	125	600	350-1000	10

При геофізичних дослідженнях і роботах у високодебітних сверд­ловинах, що розкривають пласти з високим пластовим тиском, флюїд яких має високий вміст розчиненого газу або при діянні на пласт високим тиском (наприклад інтенсивне нагнітання, гідравлічний розрив пласта та ін.), виникає необхідність використання шлюзового обладнання, здатного витримати високий тиск. Призначення обладнання - опускання свердло­винних приладів у незаглушені і невідкриті свердловини, ізоляція свердло­винного простору від денної поверхні; недопущення проривання або вики­дання свердловинного флюїду, забруднення навколишнього середовища. Гирлове обладнання високого тиску включає: а) перевідник для кріплення до свердловинної арматури; б) трійник-розрядник для з'єднання з викидною лінією свердловини; в) плашковий превентор; г) набірний лубрикатор, висота якого диктується габаритами використовуваного свердловинного обладнання; г) кабельний сальник із гідравлічним ущільненням; д) насос і шланг високого тиску, що регулюють ущільнювальне зусилля на сальнику.

Технічні особливості застосування методу (табл. 3.7): а) шлюзове обладнання високого тиску монтується практично на всі типи фонтанної арматури; б) може бути використано для роботи на свердловинах без бригади буріння або освоєння.

Таблиця 3.7- Характеристика шлюзового обладнання

Прилад	Довжина, м	Діаметр, мм кабелю / троса	Максимальний тиск, МПа	Маса, кг
УЛГИС-М	2,5	5/2	21	52
УЛГИС-21-60	3,5	5/7	21	180
УЛГ-65-35	>14	5/7	35	1000