книги из ГПНТБ / Султанов С.А. Контроль за заводнением нефтяных пластов
.pdfжелеза Fe = 59); 2) высокочувствительную термометрию; 3) поме хозащищенную термоэлектрическую дебитометрию. Применение та кого расширенного комплекса на Усть-Балыкском месторождении ■позволило выявить интервалы обводнения в эксплуатирующихся пластах.
Другой комплекс методов рекомендован для определения водо нефтяного контакта на Самотлорском газонефтяном месторожде нии Западной Сибири [15]. Пласты этого месторождения — высокопористые (25—26%) и глинистые (30—40%). Воды — хлоркальциевые с минерализацией 16—18 г/л. Залежь— газонефтяная с га зовой шапкой. Газонефтяной контакт определяется комплексом НГМ-80, (НГМ-50 при повторных измерениях), ННМТ= 50 и ГМ, а водонефтяной — ИНЫМ, ННМТ= 50 и ГМ. Для разделения водо носных и нефтеносных пластов в обсаженных скважинах по точеч ным замерам ИННМ находится декремент затухания плотности тепловых нейтронов. Методы ННМТ и ГМ используются для опре деления, соответственно, пористости и глинистости С гм-
Согласно работе [15] характер насыщения пласта определя ется по величине среднего времени жизни нейтронов хп, нормали зованного за изменения пористости и глинистости.
Xn— ^I^N> |
(48) |
где KN— декремент затухания, нормализованный за изменения по ристости и глинистости.
Сѵ |
^ (^гл. гмл* СГЛ' гм о). |
(49) |
где ^ гл гм X’ ^гл гмо — глинистость соответственно исследуемого и опорного пластов; а — поправочный коэффициент
сі |
Хгл • Хск. |
Здесь Хгл и Хек— декременты затухания нейтронного потока соответственно пласта глин и скелета исследуемого пласта. Послед ний определяется по результатам измерения в скважине.
^пл |
^іАф |
|
(50) |
|
1 |
kn |
’ |
||
|
где Япл и Аф — декременты затухания нейтронного потока соответ ственно для неглинистого пласта песчаника и флюида, заполняю щего пласт.
Значения хп для водоносных пластов изменяются в пределах 225—240 мк/с, для нефтеносных — 250—265 км/с.
Практический интерес представляет решение вопросов контроля за разработкой газонефтяного Анастасиевско-Троицкого место рождения Краснодарского края. Залежь приурочена к антикли нальной складке с двумя сводами с одинаковой начальной отмет кой контакта газ—нефть. Снизу нефтяная залежь подпирается актив ными пластовыми водами с минерализацией около 25 г/л NaCI.
Контакт нефть — вода в восточном направлении имеет наклон до 8 м.
Для рациональной разработки месторождения необходимо вести тщательный контроль за двухсторонним напором в результате пе ремещения газонефтяного и водонефтяного контактов. Определе ние газонефтяного контакта производится очень эффективно стан дартным НГМ. Контроль за перемещением водонефтяного контакта в обсаженных скважинах начал осуществляться только с 1964 года после внедрения ИНЫМ и методом электрометрии во вновь пробу ренных контрольных скважинах. Однако применение ИНЫМ весь ма ограничено из-за повышенной глинистости в верхней части го ризонта, нахождения водонефтяного контакта вблизи зоны измене ния пористости коллекторов и случаев совпадения местоположения контакта с кавернами [107].
Большинство месторождений Краснодарского края значительно обводнено, причем минерализация пластовых вод составляет в ос новном 3—5 г/л NaCl. Известен пример определения водонефтя ного контакта по изменению нейтронных параметров нефтеносных и водоносных пластов из-за различного содержания газа в нефте носной и водоносной частях пласта [69]. Впервые положительные результаты были получены на месторождении Асфальтовая гора, где минерализация пластовых вод составляет 3 г/л NaCl, а газо вый фактор — 170 м3/т.
При изменчивости глинистости в пределах 4—18% (месторож дения Ключевое, Дыш, Ново-Дмитриевское) и 18—28% (Асфаль товая гора) разделение коллекторов по абсолютному значению тп пласта становится невозможным. В связи с этим в работе [69] пред ложена методика разделения пластов на месторождениях с прес ными пластовыми водами и повышенным содержанием газа в нефти на основе совместной интерпретации диаграмм ИНЫМ и СП.
По кривым ИНЫМ определяется среднее время жизни тепло вых нейтронов тп. Для исследования пластов рекомендуется опти мальная временная задержка в интервале 1000—1600 мкс. Литоло гическая неоднородность (глинистость) учитывается по методу СП. Строится зависимость величины среднего времени жизни тепловых нейтронов %п от амплитуды кривой СП и проводится линия разде ления пластов по насыщению (насыщение определяется по БЭЗ или по опробованию). Пласт оценивается как нефтеносный, если точка этой зависимости оказывается выше линии раздела, и как водоносный, когда точка попадает ниже линии раздела [69].
Глава VI
ВЫБОР СКВАЖИН
ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВОДОНЕФТЯНОГО КОНТАКТА МЕТОДАМИ ПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОФИЗИКИ
Успех контроля и регулирования процессов перемещения водо нефтяного контакта, контуров нефтеносности и коэффициента неф теотдачи во многом зависит от правильного выбора местоположе ния специальных контрольных, оценочных и эксплуатационных скважин. Поэтому выбору скважин для исследований необходимо уделить серьезное внимание.
1. ВЫБОР МЕСТОПОЛОЖЕНИЯ КОНТРОЛЬНЫХ СКВАЖИН
В условиях законтурного заводнения на водонефтяной зоне за лежи ряда месторождений в 1950 году было начато бурение спе циальных контрольных скважин для определения водонефтяного •контакта методами электрометрии (главным образом боковым электрическим зондированием). Эти скважины имели открытый за бой, башмак колонны устанавливался в кровле или над кровлей исследуемого пласта. Ствол скважины перед сдачей в эксплуата цию заполнялся до статического уровня пластовой или подсолен ной водой с концентрацией 20 г/л. Некоторые контрольные сква жины оставались заполненными глинистым раствором.
Аналогичные скважины начали буриться и на других место рождениях платформенного типа, эксплуатируемых с поддержа нием иластового давления путем законтурного заводнения. Бурение контрольных скважин обусловливалось в то время следующими причинами:
1)отсутствием методики определения водонефтяного контакта
вэксплуатационных скважинах, обсаженных стальной колонной;
2)наличием на этих месторождениях огромных водонефтяных зон, где первоначально не проектировалось бурение эксплуатацион ных скважин и поэтому отсутствовала возможность контроля пере мещения водонефтяного контакта на большей части площади ме жду начальным внешним и внутренним контурами нефтеносности;
3)широко распространенными неправильными представлениями
охарактере перемещения водонефтяного контакта.
8 Заказ 491 |
и з |
Предполагалось, что подошвенная вода под действием закачи ваемой воды поднимается только снизу вверх. Периодически определяя положение водонефтяного контакта по редкой сетке про буренных контрольных скважин, намечалось прослеживать переме щение ВНК в целом по месторождению п, следовательно, контро лировать стягивание к центру залежи контуров нефтеносности.
С целью разработки наиболее рационального комплекса элек трометрических исследований в контрольных скважинах с откры тым забоем проводились боковые электрические зондирования, экранированные измерения и другие методы электрометрии сква жин. Однако определить положение водонефтяного контакта в про дуктивном пласте не удавалось по ряду причин. В одних скважи нах исследования не дали положительного результата из-за проник новения фильтрата глинистого раствора в продуктивный пласт, в других — вследствие загрязнения забоя скважины осадком. В не которых скважинах, заполненных пластовой водой, весь ствол сква жины к моменту исследования оказался заполненным нефтью. Вследствие этих причин, а также в связи с разработкой способов определения водонефтяного контакта методами радиометрии конт рольные скважины с открытым забоем в настоящее время не бу рятся.
Для определения водонефтяного контакта методами радиомет рии с целью создания наиболее благоприятных условий бурятся специальные контрольные скважины. В этих скважинах обсадная колонна спускается от устья до забоя, цементируется обычным спо собом, но не перфорируется. Контрольные скважины желательно располагать на тех участках месторождения, где продуктивный пласт представлен мощным и относительно однородным коллекто ром. Число контрольных скважин на месторождении устанавли вается в зависимости от размеров и характера разработки водо нефтяной зоны. Если площадь водонефтяной зоны разрабатывается равномерной сеткой скважин, то контрольные скважины следует бурить в минимальном количестве только на тех участках залежи, где прослеживание за перемещением водонефтяного контакта и кон туров нефтеносности не может быть осуществлено другими пу тями [144].
Бурение специальных контрольных скважин для наблюдения за перемещением ВНК и других исследований в настоящее время предусматривается во всех проектах и технологических схемах разработки нефтяных месторождений. В работе [161] рекоменду ется число контрольных скважин, равное 8—10% от действующего на месторождении фонда скважин. На месторождениях Башкирии, по данным работы [161], число контрольных скважин колеблется в пределах 4—8% от общего фонда скважин всех категорий. Естест венно, что в проектах и технологических схемах разработки не обязательно устанавливать их местоположение.
В процессе разработки с учетом выявленных особенностей гео логического строения залежи контрольной скважины должны быть
114
пробурены на участках водонефтяных зон между нагнетательными и эксплуатационными рядами скважин с относительно однород ным строением пластов-коллекторов, чтобы в разрезе их было представлено максимальное число пластов, эксплуатирующихся совместно. В случае разработки месторождений с применением оча гового, площадного или избирательного заводнения пластов место нахождение контрольных скважин желательно выбирать также с учетом конкретных особенностей системы размещения нагнета тельных и эксплуатационных скважин.
Контрольные скважины используются не только для контроля за перемещением водонефтяного контакта методами радиометрии, но и для опробования и усовершенствования новых методов гео физических исследований в обсаженных скважинах. После про хождения через контрольные скважины внешнего контура нефте носности их необходимо использовать как оценочные скважины для количественного определения эффективности выработки про дуктивного пласта. С этой целью продуктивный пласт вскрыва ется и проводится пробная эксплуатация. Количество добытой при этом нефти будет характеризовать полноту извлечения ее из про дуктивного пласта в результате вытеснения закачиваемой водой.
Сведений, необходимых для контроля за перемещением водонефтяного контакта и контуров нефтеносности, получаемых только по контрольным скважинам, недостаточно, особенно на конечной стадии разработки, в период стягивания внутреннего контура неф теносности. Поэтому ВНК необходимо определять по всем эксплуа тационным скважинам, пробуренным в водонефтяной зоне залежи или оказавшимся в этой зоне в процессе перемещения контуров нефтеносности [144].
2. ВЫБОР ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН Д Л Я ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВОДОНЕФТЯНОГО КОНТАКТА
Контрольные скважины не дают полной картины перемещения водонефтяного контакта и контуров нефтеносности главным обра зом из-за малого их числа. Однако и имеющиеся контрольные сква жины используются недостаточно эффективно. В настоящее время на многих нефтяных месторождениях имеется ряд простаивающих или малодебитных скважин, которые переведены в разряд «конт рольных». Последние в действительности непригодны для контроля за перемещением водонефтяного контакта в процессе разработки залежи. При бурении таких «контрольных» скважин не прово дился необходимый комплекс геофизических исследований, полный отбор кернового материала и т. п., что затрудняет эффективное их использование в настоящее время. Помимо этого, для прослежива ния водонефтяного контакта не все скважины размещены удачно.
Для определения водонефтяного контакта необходимо обяза тельно использовать все эксплуатационные, оценочные и разведоч ные скважины, пробуренные на пласты, лежащие ниже основного
115
эксплуатационного объекта. Методы электрометрии до обсадки этих скважин колонной позволяют не только наиболее достоверно определить положение водонефтяного контакта, но и получить све дения об остаточной нефтенасыщенности в' промытой части про дуктивного пласта. Выбор скважин для систематических измерений с целью определения водонефтяного контакта зависит от имею щихся геолого-промысловых сведений об особенностях и интенсив ности подъема контакта и перемещения контуров нефтеносности. По тем скважинам, в районе расположения которых наблюдается интенсивный подъем водонефтяного контакта, систематические за меры должны проводиться не реже чем через два-три месяца, а в остальных скважинах — не реже одного-двух раз в год.
При определении водонефтяного контакта в обсаженных и пер форированных скважинах возникают трудности, связанные с осо бенностями каждой скважины. Ввиду этого для облегчения интер претации результатов радиометрии и учета литологической неод нородности продуктивного пласта первоначальные замеры мето дами радиометрии необходимо проводить по всему фонду скважин, расположенных в водонефтяной зоне, независимо от их обводне ния, дебита и литологической характеристики продуктивного пла ста. Пласт в исследуемой скважине должен быть относительно од нородным по пористости и иметь мощность не менее 3—4 м. Если пласт неоднороден, необходимо применять комплекс радиометри ческих методов. Можно рекомендовать, как это делается на Ромашкинском месторождении Татарии, бурение специальных конт рольно-эксплуатационных скважин. В таких скважинах по одним пластам (не вскрытым перфорацией) осуществляется контроль за движением контакта, а по другим — эксплуатация на нефть.
3. ОБСЛЕДОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО
состояния СКВАЖИН
К вопросам |
обследования технического |
состояния |
относятся: |
|
1) определение |
источников обводнения; 2) |
установление интерва |
||
лов поступления воды и нефти в скважину; |
3) |
определение каче |
||
ства тампонажа, |
герметичности и целостности |
колонны; |
4) иссле |
|
дование режимов работы эксплуатационных и нагнетательных скважин; 5) установление интервалов отложения парафина в меж трубном пространстве; 6) выяснение уровня воды и нефти в стволе скважины; 7) определение степени осолонения цементного камня и др.
Нормальное техническое состояние скважины имеет важнейшее значение для успешного проведения геолого-промысловых и про мыслово-геофизических исследований. Наличие затрубной цирку ляции жидкости, уровень воды и нефти в стволе скважины, состоя ние осолонения цементного камня, плотность и минерализация жидкости в стволе скважины и другие факторы могут существенно исказить результаты измерений. Качество цементирования сква-
П6
жины обычно проверяют с помощью дементомера, гамма-дефекто- мера или акустического метода. Подробно методика обследования технического состояния скважин приведена в работах [145, 164]. Если обследование скважины показывает появление посторонней воды, то необходимо предварительно произвести изоляционные ра боты. Только после изоляции посторонней воды и ликвидации пе ретоков в затрубной пространстве скважину можно использовать для контроля за перемещением водонефтяного контакта.
Эффективное решение задачи расчленения коллекторов по неф теводонасыщенности возможно лишь в тех случаях, когда взаи модействие жидкости, заполняющей ствол скважины, с пластовой жидкостью не искажает действительного положения водонефтяного контакта. Часто заведомо нефтеносные пласты на диаграммах нейтрон-нейтронного и нейтронного гамма-методов при наличии за трубной циркуляции минерализованной воды показываются как во доносные. Характерны также пониженные показания и слабое расчленение диаграмм нейтрон-нейтронного метода ННМТ. Затруб ная циркуляция кроме прочих отрицательных явлений приводит к осолонению цементного камня и искажению диаграмм нейтрон ных методов. Затрубная циркуляция из-за нарушения целостности цементного камня или низкого качества цементирования затрубного пространства встречается во многих скважинах в подавляю щем большинстве месторождений. Поэтому одним из наиболее важных вопросов является установление наличия или отсутствия затрубной циркуляции воды и определение места ее притока.
При появлении воды в скважине необходимо определить ее физико-химические свойства, пути ее проникновения в скважину и источник обводнения. Воды отдельных пластов, слагающих разрез, вскрываемый скважинами, обладают определенными физико-хими ческими свойствами (плотностью, вязкостью, поверхностным на тяжением, химическим составом, электропроводностью и др.). Ос новным из указанных свойств является химический (солевой) со став воды. Во многих случаях химический состав воды характерен для того или иного стратиграфического горизонта. Поэтому после появления в скважине воды необходимо производить периодичес кий анализ основных физических свойств добываемой воды. При анализе воды, выполняемом согласно существующим руковод ствам [123], определяются следующие ее свойства: плотность при
20° С, сухой остаток в граммах на |
литр, |
содержание ионов Cl', |
|
SO", НСОз, СО", Ca", Mg", |
N a'+K в миллиграмм-эквивалентах |
||
на 100 см3 воды, содержание |
I, Вг, |
В 2О 3, |
N H 3, БіОг, РегОз+АЬОз |
в миллиграммах на литр, общая минерализация |
в миллиграмм- |
|||
эквивалентах на 100 см3 воды, |
характерные |
|
коэффициенты |
|
гШ'/гС', |
rCl' ~ g Na\ |
rSO't/rCV, |
rCd"/rIAg" , |
|
Cl'/Br' и тип воды (по В. А. Сулину). Полученный анализ воды сопоставляется с анализами вод, приведенными в нормальном
117
типовом гидрохимическом разрезе нефтяного месторождения. В ре зультате этого сопоставления устанавливается источник обводнения •скважины.
Установив принадлежность воды к определенному пласту или го ризонту, выясняют возможные пути ее проникновения в скважину. Посторонняя верхняя вода может поступать в ствол скважины че рез нарушения в обсадной колонне (рис. 41, а), или через трещины цементного кольца, расположенного ниже подошвы продуктивного пласта [145], или через трещины забойной цементной пробки (см. рис. 41,6, в). Смешанная вода может поступать из вышележа щих пластов через места повреждения обсадной колонны, через тре-
Ш |
; |
Ш г |
Рис. 41. Схемы обводнения скв а ж и н |
|
посторонней водой. |
1 — интервал перфорации; 2 — цементное |
кольцо. |
|
щины цементного кольца или цементной пробки и из соседних сква- -жин (см. рис. 41,г), обводняющих продуктивный пласт, эксплуа тируемый данной скважиной. По продуктивному пласту (иногда •совместно с пластовой водой) она попадает в ствол скважины (см. рис. 41, д). Методы исследования интервалов затрубной циркулядии и мест притока изложены во многих работах, в частности, в [164].
Многие годы для определения интервалов затрубной циркуля ции применялись радиоактивные изотопы. Вследствие опасности за ражения окружающей местности и обслуживающего персонала, сложности проведения этих работ, а также неоднозначности ре зультатов в настоящее время метод изотопов применяется редко. Успешно для этих целей используется термометрия. Если в приза бойной зоне эксплуатационных скважин температура меняется в незначительных пределах, то термометрия не позволяет получить однозначных результатов при определении затрубного движения вод. Эффективность термометрических замеров в этих случаях no-
I I S
высится, если специально подготовить скважины к исследованиям. После проведения в простаивающей скважине контрольного замера электротермометром сопротивлений типа ЭТС через насосно-ком прессорные трубы, установленные непосредственно над перфориро ванными интервалами, продавливается 20—25 м3 холодной соленой воды в пласты под давлением. После этого проводится результи рующий замер электротермометром. Сопоставление этих двух за меров позволяет установить наличие (или отсутствие) затрубного движения воды [173].
Кроме общеизвестных методов использования комплекса дебитомер — влагомер, электротермометров, резистивиметров и т. п. в настоящее время успешно применяются различные модификации радиометрии. Имеется положительный опыт определения места за
трубной циркуляции импульсным нейтрон-нейтронным |
методом' |
в сочетании с цементомерами [95]. Методика измерений |
заключа |
ется в следующем. Производится контрольный замер зондом ННМ-45. Затем закачивается пресная вода, если исследуется за трубная циркуляция в водоносном пласте с высокой минерализа цией пластовых вод, или соленая вода, когда затрубная циркуляция' возможна в нефтяном или насыщенном пресной водой пласте. Со поставление контрольного замера с данными исследования зондом ИННМ-45 после закачки соленой или пресной воды позволяет однозначно установить интервал затрубной циркуляции.
Интервалы поступления воды можно определить в процессефонтанирования скважины с помощью импульсного малогабарит ного генератора нейтронов ИГН-42, разработанного трестом «Татнефтегеофизика». Метод основан на связи между распределением гамма-излучения кислорода, активированного быстрыми нейтро нами, и вертикальным движением жидкости, содержащей воду [45, 72].
Ф. А. Куриленко [72] для изучения интервалов поступления воды предложил использовать метод наведенной активности по* кислороду. Он основан на реакции І60(/г, р) 16N, порог которой равен 10,2 МэВ. Ядра изотопа 16N — удобный индикатор для опре деления вертикальной 'скорости потока жидкости в стволе сква жины, так как их среднее время жизни (около 10 с) сравнимо со временем движения жидкости от источника нейтронов к детектору при длине зонда 20—60 см. Измерения интенсивности гамма-излу чения наведенной активности кислорода проводятся одновременно-
сИНЫМ, поскольку гамма-излу'чение детектируется индикатором
иселектируется во времени в наземном анализаторе.
Ф. А. Куриленко предложил следующую методику измерений в процессе фонтанирования скважины. Если интервал исследования перекрыт насосно-компрессорными трубами, то на время измере ния скважину необходимо перевести в режим фонтанирования помежтрубному пространству. Вначале измерение производится при спуске скважинного прибора, при этом детектор гамма-квантов- должен быть расположен над источником нейтронов. На диаграмме-
119-
нижняя граница поступления жидкости в скважину отмечается по вышением показаний. Затем производится запись диаграмм при подъеме прибора. На этой диаграмме повышение показаний соот ветствует нижней границе интервала притока воды. Совместная интерпретация обеих диаграмм позволяет более однозначно выде лить место поступления воды в скважну.
Заметное искажение диаграмм нейтронных методов может обусловить уровень нефти и воды в стволе скважины. Водонефтя ной раздел в межтрубном пространстве или в стволе окважины ниже воронки насосно-компрессорных труб отмечается резким сни жением показаний на диаграммах иейтрон-нейтронного метода при переходе от нефти к минерализованной воде, намного превышаю щим аномалию у ВНКПоказания нейтронного гамма-метода на водонефтяном разделе изменяются на 10—15%. т. е. соизмеримы по величине с показаниями на водонефтяном контакте [56]. Поэтому для уверенной и однозначной интерпретации диаграмм ННМ и НГМ в таких случаях необходимо располагать сведениями о водонефтя ном разделе в фонтанирующих скважинах. Определять уровень водонефтяного раздела в стволе скважины можно измерениями сопротивления или плотности жидкости плотностномером. Для этих
целей успешно могут |
быть |
использованы |
разработанные |
в ВУФВНИИГеофизике |
[39] аппаратура для определения плотно |
||
сти— гамма-плотностномер ГГП |
и скважинный |
термоэлектричес |
|
кий дебитомер СТД. |
|
|
|
Гамма-плотностномер |
регистрирует интенсивность поглощения |
||
гамма-излучения скважинной жидкостью. Точность измерения ра вна 0,01 г/см3. Принцип действия скважинного термоэлектрического дебитомера основан на существующей зависимости степени охлаж дения непрерывно нагреваемого датчика, помещенного в поток, от средней линейной скорости потока. Комплексная интерпретация диаграмм гамма-плотностномера и дебитомера позволяет устано вить источник обводнения скважины.
Интерпретация диаграмм радиометрии с целью оценки нефте водонасыщенности пород во многих случаях облегчается, если из вестны интервалы притока -или поглощения пласта. Для установ ления этих интервалов применяются дебитомеры и расходомеры различных конструкций. Используются два вида этих приборов: термоэлектрические и механические. Механические дебитомеры и расходомеры лучше применять при больших дебитах и расходах. Недостатком их является чувствительность к механическим приме сям, количественное определение допускается только при точечных замерах. Термоэлектрические дебитомеры и расходомеры свободны от влияния механических примесей, позволяют получать непрерыв ную кривую, но не работоспособны при высоких дебитах и расхо дах и имеют ограничения в количественной интерпретации. По этому лучше, когда они применяются в комплексе.
Расходомер позволяет оценить изменение расхода жидкости по сечению пласта во времени. Снятие профилей приемистости обычно
120