6.5.2. Контроль изменения свойств воды в процессе разработки

Контроль изменения свойств воды в процессе разработки осуществляется путем отбора проб глубинными пробоотборниками или на устье скважины с последующим их анализом. Анализы вод производят как в стационарных, так и в полевых гидрохими­ческих лабораториях. В качестве полевой лаборатории наиболее широко применяется лаборатория А. А. Резникова.

При исследовании вод в первую очередь определяют ионы С1^-, SO₄^{2 -}, HC0₃^-, Ca²⁺, Mg²⁺, Na⁺, а также плотность и рН воды.

Для изучения изменения газовой фазы пластовой воды (СО₂, H₂S и др.) пробы необходимо отбирать глубинными пробоотбор­никами и исследовать в стационарной лаборатории.

Сравнение ряда анализов пластовой воды на различные даты позволяет охарактеризовать происходящие в пласте процессы и предпринять меры для предотвращения нежелательных явлений, таких, как выпадение гипса в призабойной зоне скважины.

6.5.3. Контроль изменения свойств газа в процессе разработки

Для определения состава газа пробы его, отобранные глубин­ными пробоотборниками непосредственно в скважине или из газо­сепаратора на устье скважины, анализируют в лабораторных условиях. Для покомпонентного анализа газа, не содержащего конденсат, используют газовые хроматографы. Хроматография заключается в разделении сложных смесей газов на индивидуаль­ные компоненты при их движении вдоль слоя сорбента. Сорбент, находящийся в хроматографической колонке, разделяет сложную анализируемую газовую смесь во временную последовательность бинарных смесей газа-носителя с одним из анализируемых ком­понентов (метаном, этаном, пропаном, бутаном, пентаном, гексаном). После прохождения бинарных смесей через газоанализатор получают хроматограмму — последовательность пик, каждая из которых характеризует содержание определенного компонента в анализируемой смеси в процентах. Время хроматографического анализа одной пробы газовой смеси на современных хроматогра­фах составляет около 6 мин.

При разработке газоконденсатных месторождений кроме конт­роля динамики состава газа необходимо проводить контроль за газоконденсатной характеристикой (ГКХ). При контроле за ГКХ пробы газа отбирают с помощью передвижных стационар­ных установок и затем исследуют на установке УГК-3, основной частью которой является бомба pVT. После исследования пробы газа на установке УГК-3 на различных режимах строят кривую содержания С₅ + высш. в добываемом газе, т. е. кривую содержа­ния газового конденсата q_г (в см³/м³ или г/м³) в зависимости от пластового давления p_t.

Контроль за составом газа при разработке газоконденсатных месторождений нужно проводить дважды — после сепарации газа на нефтепромысле и отделения нестабильного конденсата и после выделения газа в результате стабилизации конденсата (на за­воде при дальнейшем снижении давления).

6.6. Контроль за перемещением внк и гнк

При решении таких геолого-промысловых задач, как регулиро­вание продвижения контуров нефтегазоносности, оценка текущих коэффициентов нефтеотдачи, заводненного объема и др., необходимо знание текущего положения водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов (ТВНК, ТГНК, ТГВК).

В настоящее время разработаны методические основы опре­деления ВНК, ГВК и положения заводненных пластов практиче­ски для любых геолого-физических условий продуктивных пластов. К их числу относятся как прямые методы, такие, как контроль по данным обводнения скважин, гидрохимические и промыслово-геофизические, так и косвенные, основанные на систематизации и комплексном обобщении различной геолого-промысловой инфор­мации.

Контроль по данным обводнения скважин предусматривает определение границ внедрения воды в залежь на основании систематического наблюдения за динамикой обводнения добывающих скважин. Этот метод наиболее простой и не требует применения специальных приборов.

Появление воды, вытесняющей нефть в ранее безводных сква­жинах, может означать следующее. Если скважина расположена в водонефтяной зоне и в ней перфорирована только верхняя нефтенасыщенная часть пласта, начало ее обводнения обычно связано с подъемом ВНК и совпадает с моментом, когда поверх­ность текущего ВНК достигает нижних отверстий.

Однако следует учитывать, что в случае монолитного пласта из-за разрушения глинистой корки в заколонном пространстве появление воды в скважине может произойти, когда текущий ВНК еще находится ниже перфорационных отверстий па 2—3 м.

Для определения положения текущего ВНК в пределах интер­вала перфорации по данным о доле воды в продукции скважин предложены различные формулы и эмпирические зависимости. Однако точность количественных определений положения текущего ВНК этим способом обычно крайне низка. Поэтому показа­тели обводненности скважин пригодны лишь для качественных суждений — если обводненность низкая — текущий ВНК нахо­дится в нижней части интервала перфорации, а если высокая — то в его верхней части. В высокопроницаемых однородных пла­стах, когда вертикальная проницаемость близка к горизонтальной, появление воды в скважине может быть связано с образованием конуса подошвенной воды.

Появление пластовой воды в скважине, расположенной во внутреннем контуре нефтеносности залежи, указывает на то, что текущий внутренний контур в районе этой скважины переме­стился. Зная моменты прохождения текущего внутреннего кон­тура через разные скважины, можно фиксировать его положение на разные даты и определять скорость перемещения на различ­ных участках залежи.

Переход скважины на работу чистой водой (полное обводнение) указывает на прохождение через эту точку залежи текущего внешнего контура нефтеносности. На практике этот момент фиксируется с некоторой долей приближенности, поскольку добывающие скважины обычно отключают при обводненности 96—98 %.

Метод контроля по данным об обводненности скважины по­лезно комплексировать с гидрохимическими методами, основан­ными на наблюдениях за изменением химического состава воды, добываемой вместе с нефтью. Особенно это важно, если на за­лежи происходит подъем ВНК и контуры нефтеносности продви­гаются одновременно с перемещением фронта закачиваемой воды.

Данные о начале обводнения скважины закачиваемой водой (обычно отличающейся по своему химическому составу от пластовой) дают возможность достаточно уверенно фиксировать положение передней границы фронта нагнетаемой воды. Однако при этом нельзя судить о том, по какой части мощности пласта закачиваемая вода подошла к добывающей скважине, а какая ее часть на эту дату осталась нефтенасыщенной.

Эффективность контроля заводнения пластов по данным обводнения скважин существенно зависит от соотношения вязкостей нефти и вытесняющей воды. Чем меньше это соотношение, тем теснее связь между обводненностью скважин и соотношением заводненной и нефтенасыщенной частей пласта в интервале пер­форации. При соотношении вязкостей более 1,5—2 такая связь уже полностью отсутствует и даже при весьма высокой обвод­ненности скважин в пределах интервала перфорации и ниже его могут оставаться участки пласта с высокой нефтенасыщенностью.

Применяя метод контроля по обводнению скважин, всегда надо иметь в виду, что появление воды может быть связано не только с технологическими причинами — заводнением пластов, но и с техническими — некачественное цементирование, негерме­тичность колонны и др. Поэтому для анализа следует привлекать только те данные по обводненности, которые получены по технически исправным скважинам, в которых исключена заколонная циркуляция.

Использование данных об обводнении скважин для контроля заводнения многопластовых объектов значительно менее эффек­тивно, чем для однопластового объекта. Ими можно пользоваться лишь в том случае, если точно известно, в какой из пластов многопластового объекта внедрилась вода. Если же в скважине воду дают два или большее количество пластов, информация об обводнении скважин для целей контроля практически непри­годна. Поэтому в многопластовых объектах система контроля заводнения пластов основывается на других методах.