книги из ГПНТБ / Султанов С.А. Контроль за заводнением нефтяных пластов

лом» регистрируется на диаграммах импульсных нейтронных мето­ дов так же, как и заводнение коллекторов высокоминерализованиой пластовой водой. Замещение же минерализованной воды прес­ ной отмечается показателями, характеризующими и нефтенасыщен­ ные породы, поскольку нейтронные свойства пресной воды и нефти близки. Особенно эффективны импульсные нейтронные методы при систематических замерах в контрольных скважинах, где пласты не вскрыты перфорацией обсадной колонны. Обнаружение заводне­ ния пластов пресной водой методов временных измерений ИНМ показаны на примере контрольной скв. 3405 Абдрахмановской пло­ щади Ромашкинского месторождения на рис. 78. Очевидно на ме­ сторождениях, где пластовые воды имеют низкую минерализацию, метод временных замеров неприменим.

Несмотря на то, что в последние годы в ряде организаций ве­ дутся исследовательские работы, эффективные методы контроля за обводнением коллекторов закачиваемой пресной водой еще не созданы.

тельно проникающими в нефтеносную и водоносную части пластов;

иводоносной частях пласта;

5)акустический метод;

6)волновой диэлектрический метод;

7)метод наведенной активности кислорода;

8)применение опробователей пластов на кабеле;

9)метод высокочувствительной термометрии.

З А К А Ч К А Ж И Д К О С Т Е Й С Р А З Л И Ч Н Ы М И И Н Д И К А Т О Р А М И , И З Б И Р А Т Е Л Ь Н О П Р О Н И К А Ю Щ И М И В Н Е Ф Т Е Н О С Н У Ю И В О Д О Н О С Н У Ю Ч А С Т И П Л А С Т О В

Метод радиоактивных изотопов может применяться как для определения водонефтяного контакта в разрезе скважины, так и для контроля за продвижением закачиваемой в нагнетательные скважины воды по пласту. Определение водонасыщения коллекто­ ров методом изотопов основано на использовании различной

101

фазовой проницаемости водо- и нефтенасыщенных частей пласта [114] по отношению к нефти и воде. Этот метод был предложен и успешно опробован на Туймазинском нефтяном месторождении в 1953—1954 годах лабораторией ядерной геофизики МИНХ и ГП. При закачке в скважину активированной воды она в большей сте­ пени проникает в водоносную часть пласта. На диаграммах интен­ сивности гамма-излучения изотопов, регистрируемых после про­ мывки скважины, водоносная часть пласта отмечается повышен­ ными значениями / т. Еще более эффективное расчленение коллек­ торов по нефтеводонасыщенности методом изотопов достигается при применении специальных химических реагентов, обладающих способностью закупоривать водоносную часть пласта и проникать в его нефтеносную часть [114].

Однако метод радиоактивных изотопов не получил широкого распространения для определения водонефтяного контакта, вслед­ ствие сложности предварительной подготовки скважины для иссле­ дований (остановка скважины, подготовка активированной воды, промывка скважины и т. п.). Тем не менее, настоящий метод по сравнению с другими методами обладает большим преимуществом, так как он может обеспечить любую большую дифференциацию радиоактивности водоносной и нефтеносной частей пласта. Метод не зависит от степени минерализации пластовых вод и успешно может быть применен в случае прихода в скважину закачиваемой пресной воды в условиях разработки месторождений путем внутриконтурного заводнения, или в районах, где пластовые воды обладают весьма слабой минерализацией. Известны примеры при­ менения метода радиоактивных изотопов в США для определения водонефтяного контакта в обводненных скважинах закачкой в пласт нефти, содержащей радиоактивное вещество [154].

Е С Т Е С Т В Е Н Н А Я И Л И И С К У С С Т В Е Н Н А Я С М Е Н А Ж И Д К О С Т Е Й (С И Н Д И К А Т О Р А М И И Л И Б Е З Н И Х ) В П Р И З А Б О Й Н О Й З О Н Е

СК В А Ж И Н

ВТатНИПИнефти [97, 152] для выделения нефтеносных и за­ водненных пресной водой коллекторов предложено использовать различную скорость расформирования зоны проникновения, обра­ зующейся при бурении в интервале пластов-коллекторов. Сущность этого метода заключается в следующем. В процессе бурения сква­ жин на минерализованных растворах, или вскрытия пласта на ми­ нерализованных растворах в коллекторах образуется зона проник­ новения минерализованной жидкости. После прекращения фильт­ рации воды из ствола скважины в пласт в интервале пласта, заводненном закачиваемой пресной водой, вследствие гравитацион­ ного перераспределения, или под воздействием обратной фильтра­ ции по пласту происходит вытеснение минерализованного фильт­ рата. В нефтенасыщеиной части пласта эти процессы либо не про­

102

исходят, либо протекают с существенно малой скоростью, по­ скольку нефть и вода представляют несмешивающиеся жидкости и расформированию зоны проникновения препятствуют силы поверх­ ностного натяжения.

Опробование метода на Ромашкинском месторождении дало удовлетворительные результаты (рис. 38). В скв. 5062а Ромашкинского месторождения песчаный пласт в интервале 1691—1711 м вскрыт бурением на соленой воде плотностью 1,18 г/см3. По дан­ ным электрометрии н радиометрии до обсадки колонны (З/П 1970 года) пласт был насыщен соленой водой и выделяется низкими показаниями ИНГМ. После обсадки скважины (диаметр колонны

132 мм) и цементации колонны исследования импульсным нейт­ ронным гамма-методом проводились 25/П и 9/ІѴ 1970 года. Как видно из рис. 38, показания ИНГМ в интервале 1691—1709 м резко возросли, что свидетельствует о заводнении этого интервала зака­ чиваемой пресной водой (соленый фильтрат из прискважинной части вытеснен пресной водой за 20 дней). В интервале 1691— 1696 м прискважинная часть коллектора считается насыщенной соленым фильтратом — этот пропласток нефтеносен.

Способ этот очень трудоемкий. Тем не менее, он может эффек­ тивно применяться для выделения заводненной части пласта в экс­ плуатационных скважинах, где проводятся изоляционные работы.

На Шкаповском и Туймазинском нефтяных месторождениях Башкирии было проведено опробование способа определения ча­ стей пластов, обводненных пресными водами, с помощью радиоак­ тивных индикаторов [8]. Сущность способа заключается в сле­ дующем. С пулей перфоратора ТПК22 в пласт вводится химиче­ ский реагент с добавкой незначительного количества изотопа

103

гамма-излучателя. Этот химический реагент взаимодействует только с водой. После вскрытия пласта с такими пулями перфорацией произ­ водятся измерения гамма-методом. На диаграммах против посадки индикатора в пласт записываются резко выраженные пики. Затем скважина эксплуатируется на прежнем режиме и через неделю (время, достаточное для полного растворения индикатора в воде) проводится вторичное измерение ГМ путем спуска прибора в фон­

торами нейтронов. Затем пласты дренируются с помощью комп­ рессора до полного удаления из них закачанной минерализованной воды и получения на устье скважины опресненной пластовой воды. В конце дренирования производятся повторные исследования ИНГМ. В результатедренирования высокоминерализованная вода замещается опресненной, и заводненные пласты выделяются при­ ращением показаний ИНГМ между двумя замерами.

Эксплуатируемая часть пласта зависит от перехода между пластовым и забойным давлением. Поэтому режим дренирования пласта после закачки индикатора (минерализованной воды) дол­ жен соответствовать режиму, существовавшему при эксплуатации скважин. Это достигается подбором глубин установки пусковых

104

клапанов и расхода воздуха компрессорной установки. Пласты, заводненные закачиваемыми водами, обычно высоконапорные и хо­ рошо дренируются.

Результаты исследований по скв. 702 Павловской площади Ромашкинского месторождения приведены на рис. 39. В течение де­ сяти лет она эксплуатировалась с дебитом 200 т/сут безводной нефти. Затем за два года она обводнилась до 95%. Плотность воды — 1,13—1,14 г/см3. В результате исследований по изложенной выше методике было установлено, что нижний пласт заводнен полностью. В процессе проведения изоляционных работ в пласты было закачано 20 м3 пластовой соленой воды. Минерализованная жидкость поглощена только нижним заводненным пластом (см. рис. 39), а верхние нефтенасыщенные пласты не приняли ее. На ос­ новании этих данных нижний пласт был отключен путем цемент­ ной заливки, а все верхние пласты вскрыты перфорацией повторно. После выполнения изоляционных работ скважина была оборудо­ вана глубинным штанговым насосом и эксплуатировалась не­ сколько лет с дебитом 19—20 т/сут безводной нефти.

Д О Б А В К А В Б У Р О В О Й Р А С Т В О Р Т Е Х Н И Ч Е С К О Й Б У Р Ы , И Л И З А К А Ч К А В П Л А С Т Ж И Д К О С Т И С Д О Б А В К О Й Б У Р Ы

В ТатНИПИнефти опробовано введение в буровой раствор до­ бавок технической буры (20 г технической буры на 1 л воды). Как известно, захват тепловых нейтронов ядрами хлора, содержащи­ мися в пластовой воде, сопровождается испусканием гамма-кван­ тов, и коллектору, насыщенному пластовой водой, соответствует бо­ лее высокая интенсивность гамма-излучения радиационного зах­ вата, чем пласту нефтеносному или насыщенному пресной водой. Раствор с добавкой буры по микроскопическому сечению захвата тепловых нейтронов подобен пластовой воде. В пласте, насыщен­ ном водным раствором буры, при захвате тепловых нейтронов ядрами бора гамма-кванты не испускаются. Поэтому интенсив­ ность гамма-излучения радиационного захвата в интервале пласта, насыщенного водным раствором буры, будет ниже, чем в пласте, насыщенном пресной водой.

Опытные работы, выполненные в ТатНИПИнефти, показали возможность применения технической буры в качестве индикатор­ ного элемента для выделения нефтеносных, обводненных закачи­ ваемой пресной или пластовой водой коллекторов по разной ско­ рости расформирования зоны проникновения.

И С П О Л Ь З О В А Н И Е Р А З Л И Ч Н О Г О С О Д Е Р Ж А Н И Я Г А З А В Н Е Ф Т Е Н О С Н О Й И В О Д О Н О С Н О Й Ч А С Т Я Х П Л А С Т А

Имеются примеры определения водонефтяного контакта в ус­ ловиях пресных подошвенных вод методом ИННМ по различному

105'

содержанию газа в нефтеносной и водоносной частях пласта [3]. Содержание газа в нефти увеличивает среднее время жизни тепло­ вых нейтронов. .

А К У С Т И Ч Е С К И !"! М Е Т О Д

Теоретические и экспериментальные работы [4] показали, что нефтеносные и водоносные коллекторы различаются по акустичес­ ким параметрам (скорости распространения продольных и попе­ речных волн и поглощению акустической энергии) вне зависимости от минерализации пластовой жидкости. Опытные работы на место­ рождениях Куйбышевской обл. и п-ова Мангышлак показали, что при хорошем качестве цемента и сцеплении его с породой можно получить удовлетворительные результаты. Так, дифференциация нефтеносного и обводненного интервалов пласта Аз Кулешовского месторождения в разрезе скв. 450 по измерениям интервальных времен пробега упругих волн достигла 50%.

В работе [4] указано, что основным параметром при оценке насыщенности должен быть параметр затухания акустического сигнала в виде отношения амплитуд или энергий продольных волн по породе, зарегистрированных на двух базах измерения.

Для расчленения нефтенасыщенных и обводненных пресной водой пластов наиболее перспективным следует считать низкочас­ тотный акустический метод. Исследования с макетами аппаратуры этого метода дали весьма обнадеживающие результаты.

В О Л Н О В О Й Д И Э Л Е К Т Р И Ч Е С К И Й М Е Т О Д

Для контроля за перемещением закачиваемой пресной воды в стадии опробования находится диэлектрический метод, в частно­

В скважине возбуждается высокочастотное поле, имеющее волно­ вой характер. Двумя приемными катушками замеряется разность фаз этого поля, зависящая от диэлектрической проницаемости пород. Глубинность метода равна 40 см. По результатам измере­ ний методом ВДК в нескольких скважинах Ромашкинского место­ рождения были установлены интервалы с прорывами пресных вод [92].

М Е Т О Д Н А В Е Д Е Н Н О Й А К Т И В Н О С Т И К И С Л О Р О Д А

Для определения пород, обводненных пресной водой, перспек­ тивен метод гамма-излучения наведенной активности кислорода [99, 109]. Содержание кислорода и водорода в нефтеносной и водо­ носной частях пласта разное. Оно зависит главным образом от

106

пористости коллекторов. При пористости пород 20% разница в кон­ центрациях кислорода в нефтеносной и водоносной частях пласта составляет около 15—17%• Однако вследствие значительного влия­ ния жидкости, заполняющей скважину, и цементного кольца, как показывают расчеты [109], различие в активации кислорода умень­ шается до 7—12%.

По активации кислорода, содержащегося в скелете горных по­ род, различные осадочные породы отличаются друг от друга очень незначительно. Интенсивность гамма-излучения наведенной актив­ ности кислорода приблизительно одинакова для плотных и порис­ тых водонасыщенных пластов. Все это является предпосылкой для применения метода с целью определения в разрезе скважин нефте­ насыщенных и водонасыщенных пластов по количеству содержания в них кислорода [99]. На диаграммах гамма-излучения наведенной активности кислорода нефтеносные части пласта выделяются отри­ цательными аномалиями.

Для активации кислорода 160 используется генератор нейтро­ нов, в котором реализуется (Д, Т)-реакция; начальная энергия нейтронов составляет 14 МэВ. Скважинный прибор состоит из импульсного генератора нейтронов ИГН-42 или НГС-1, монитора, сцинтилляционного гамма-счетчика и вспомогательных устройств. Испытания аппаратуры и методики импульсного кислородного ме­ тода проводились на Бавлинском и Ромашкинском месторожде­ ниях.

Вследствие малой глубинности и дифференциации метод гаммаизлучения наведенной активности кислорода не может быть исполь­ зован в настоящее время для расчленения нефтеводонасыщенности пластов. Для решения этой задачи необходима разработка преци­ зионной аппаратуры с повышенной стабильностью и чувствитель­ ностью [99].

П Р И М Е Н Е Н И Е О П Р О Б О В А Т Е Л Е Й П Л А С Т О В

Н А К А Б Е Л Е

Метод определения заводненных пресной водой пластов опробователями пластов на кабеле предложен М. 3. Юсуповым. Насы­ щенность пласта определяется по комплексному составу углеводо­ родных газов в отобранных пробах жидкости. В процессе переме­ щения по нефтеносному пласту закачиваемая вода обогащается метаном, растворимость которого в воде во много раз превышает растворимость углеводородов более тяжелых фракций. Поэтому коллекторы, заводненные пресной водой, характеризуются повы­ шенным содержанием метана. Обводненные пласты в составе таза содержат метана более 65%, а нефтеносные — менее 60% (рис. 40).

В ряде случаев на заводнение пласта указывает повышенное абсолютное содержание углеводородных газов в пробе, высокое или очень низкое сопротивление отобранной жидкости и т. п. Зона дренирования при отборе проб невелика — около 30 см от стенки скважины.

107

Рис. 40. С одержание С метана в пробах из нефтеносных ( / ) и за ­ полненных закачиваемой водой

(2) пластов (по данным М . 3 . Ю с у ­ пова).

МЕ Т О Д В Ы С О К О Ч У В С Т В И Т Е Л Ь Н О Й

ТЕ Р М О М Е Т Р И И

На месторождениях, разрабатывающихся с поддержанием плас­ тового давления путем заводнения, как правило, температура зака­ чиваемой воды в той или иной мере отличается от пластовой. На­ пример, продуктивные горизонты девона месторождений Татарии имеют температуру 29—44° С. Температура же технической воды, используемой для закачки в нагнетательные скважины, в зависи­ мости от времени года изменяется в пределах 2—22° С (среднего­ довое значение 12°С). Такое различие температур пласта и зака­ чиваемой воды как будто бы обусловливает возможность эффек­

деления пластов по нефтеводонасыщенностн. Однако, как показали многолетние систематические исследования, передний фронт за­ воднения по охлаждению пласта уловить не удается, так как фронт заводнения значительно (до 3—4 раз) опережает фронт охлажде­ ния. На участках охлаждения интервалы заводнения пресной во­ дой отмечаются на термограммах однозначно отрицательными аномалиями.

Выявление охлажденных зон на месторождения Татарии имеет исключительное значение. Снижение температуры нефти до опреде­ ленной величины может привести к выпадению из нее парафина и закупорке пор. А это в свою очередь может вызвать резкое сни­ жение продуктивности залежи ■и конечной нефтеотдачи пласта. Поэтому в условиях разработки нефтяных месторождений с под­ держанием пластового давления законтурного и особенно внутриконтурного заводнений изучение динамики температурного режима приобретает весьма важное значение. Это особая проблема. Нас интересует здесь выделение обводнения интервалов пласта пресной водой с использованием термических эффектов. Они не могут быть

108

обнаружены термометрами, широко применяемыми в настоящее время. Термические эффекты, которые могли быть использованы для решения ряда задач по контролю за разработкой нефтяных месторождений, во многих случаях не превышают десятых долей градуса, что предъявляет жесткие требования к применяемым электротермометрам, которые должны обеспечивать замеры с точ­ ностью не менее 0,05° С.

Во ВИИИЯГГе [67] разработан малоинерционный прибор с дат­ чиком высокочувствительного потенциал-термометра и термодебитомера. Прибор позволяет непрерывно и по точкам записывать температурное поле в скважине до 120° С с чувствительностью до 0,05° С и приток скважинной жидкости до 0,1 л/с. Диаметр сква­ жинного снаряда 36 мм, передача частотномодулированной инфор­ мации осуществляется по одножильному кабелю.

На месторождениях Западной Сибири (например, на Усть-Ба- лыкском) термограммы используются для определения поглощаю­ щих интервалов в нагнетательных скважинах, оценки депрессии на пласт и строения индикаторных кривых без использования глу­ бинных манометров. Метод перспективен для определения также газонефтяных и водонефтяных контактов. Согласно расчетам [157] придепрессии на пласт, равной 20 кгс/см2, температурная ано­ малия на газонефтяном контакте за счет дроссельного эффекта должна составлять 5,8—9,2° С, а на водонефтяном контакте — 0,33—0,73° С.

Высокочувствительный термометр в комплексе с другими мето­ дами был применен в действующих скважинах для выявления ис­ точников и интервалов обводнения на месторождениях Усть-Ба- лыкском (Западная Сибирь) и Северная Долина (Западная Укра­ ина). Этими исследованиями установлено [16], что температура работающего пласта на термограммах безводных скважин под влиянием дроссельного эффекта выше, чем нижележащих водонос­ ных пластов. В безводных скважинах термограмма против рабо­ тающего пласта за счет геотермического градиента и калоримет­ рического эффекта уменьшается от подошвы к кровле. В частично же обводненных скважинах (до 15—20%) температура увеличива­ ется от подошвы к кровле, и наблюдается скачок температуры в интервале поступления пластовой воды, позволяющий с доста­ точно высокой точностью определить положение верхней границы обводненной части пласта.

Как отмечается в работе [16], заводнение пластов в средней и верхней частях или опережающее обводнение вышележащих пла­ стов обнаружить этим методом трудно, так как на дроссельный эффект накладывается калориметрический, обусловленный смеши­ ванием поступающей воды с потоком нефти из нижележащего ин­ тервала. Дроссельные и калориметрические эффекты можно разде­ лить путем повторных измерений в остановленных скважинах. Следует учесть, что калориметрический эффект, возникая в стволе скважины, исчезает быстрее.

109