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

не вызывает затруднений, так как расходомер работает при значи­ тельных расходах жидкости и большой скорости потока. Измерение профиля отдачи глубинным дебитомером более сложно. Хорошие результаты получаются при замерах в высокодебитных фонтанных скважинах. Число их на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений мало, или их нет вообще. Кроме того, порог сра­ батывания глубинных дебитомеров часто выше, чем дебит из от­ дельных пропластков. Поэтому нередко некоторые особенно ниж­ ние пропластки, отдающие жидкость, не фиксируются на дебитограмме.

Лучшие результаты получаются при комплексных замерах. На Серафимовокой группе месторождений Башкирии осуществ­ лены замеры глубинными дебитомерами, термодебитомерами и гамма-плотностномером. Преимуществом термодебитомера СДТ-2 является его безынерционность и способность отмечать даже сла­ бые притоки жидкости из пласта. Принцип работы термодебито­ мера СТД-2 основан на регистрации изменения электрического со­ противления датчика при обтекании его струей жидкости. Примене­ ние в комплексе исследований гамма-плотностномера позволяет определить интервалы соленой воды, воды с нефтью и нефти в сква­ жине.

Таким образом, более однозначно данные нейтронных методов будут интерпретироваться в комплексе с результатами исследова­ ния резистивиметром, гамма-плотностномером, диэлектрическим влагомером, механическим и термоэлектрическим дебитомерами. Очень важно также иметь диаграммы термометрии. За последние годы эти приборы и методика исследования все более совершенст­ вуются. Автоматическая передвижная электронная лаборатория ТатНИПИнефти позволяет эксплуатировать любой глубинный ди­ станционный прибор, рассчитанный на работу с одножильным бро­ нированным кабелем (дебитомеры-расходомеры, влагомеры, термо­ метры и др.), что облегчает и ускоряет процесс исследования скважин.

4. ИССЛЕДОВАНИЕ ВНОВЬ ПРОБУРЕННЫХ

СКВАЖИН В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Как известно, в технологических схемах и проектах разработки месторождений предусматривается бурение резервных скважин с целью дальнейшего уплотнения сетки эксплуатационных сква­ жин. Местоположение и время их бурения устанавливаются в про­ цессе эксплуатации на участках залежи, где пласты по тем или иным причинам вырабатываются недостаточно эффективно. На раз­ рабатываемых участках бурятся также специальные оценочные скважины. Иногда на отдельных площадях и месторождениях до­

121

1. НАБЛЮДЕНИЕ ЗА ДИНАМИКОЙ

ОБВОДНЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН

Определение водонефтяного контакта в бурящихся скважинах методами электрометрии, а в эксплуатационных и контрольных скважинах радиометрией позволяет наиболее точно устанавливать его положение в процессе разработки нефтяного месторождения. Существенные данные о текущем положении водонефтяного кон­ такта и контуров нефтеносности могут быть получены также в ре­ зультате систематического определения обводненности скважин и наблюдения за свойствами отбираемой воды.

Обводненностью скважины называется относительное содержа­ ние воды в добываемой жидкости, обычно выраженное в процен­ тах. Динамика обводнения нефтяных скважин обусловливается в основном характером обводнения нефтяных пластов. Как будет показано в последующих разделах, характер обводнения пластовколлекторов весьма различен и зависит от свойств продуктивных пластов, начальных условий залегания нефти в пласте и системы разработки нефтяных месторождений. Но главное влияние на ха­ рактер заводнения, а следовательно, и на динамику обводнения оказывает послойная и зональная неоднородность пластов. В пер­ вую очередь и интенсивно обводняются наиболее проницаемые про­ слои пласта, а слабопроницаемые слои заводняются очень мед­ ленно. Неравномерное обводнение пластов по их мощности и про­ стиранию усиливается при высоком соотношении вязкости нефти и воды.

Существенное влияние на характер перемещения водонефтяного контакта оказывают нагнетательные скважины. Расстояние их от зоны отбора, объемы закачки и профиль приемистости играют важную роль для регулирования особенностей заводнения пла­ стов.

Изучение динамики обводнения скважин дает полезную инфор­ мацию о характере заводнения пласта на данном участке и в комп­ лексе с другими методами позволяет в большинстве случаев эффек­ тивно решать задачи контроля за процессом заводнения нефтяных

123

залежей. Обводненность скважин определяют систематическим отбором проб жидкости, поступающей из скважин, и автоматичес­ ким контролем за обводненностью.

Способ систематического отбора проб из продукции скважин предусматривает отбор жидкости из пробного краника на выкиде скважины или из индивидуального мерника при помощи специаль­ ного щупа. Обводненность отдельных проб, взятых из пробного кра­ ника, является величиной случайной и не характеризует обводнен­ ность скважины. Если построить график обводненности скважины по этим данным, то можно обнаружить, что содержание воды в про­ дукции скважины будет резко изменяться. Значительные колеба­ ния в содержании воды объясняются неравномерным распределе­ нием смеси нефти и воды в подъемном лифте. Из-за различных удельных весов нефти и воды появляется относительное движение жидкостей, их смесь становится неоднородной и к устью сква­ жины подходит в виде чередования столбиков нефти и воды.

Таким образом, при отборе проб объемом 0,5—1,0 л из краника величина содержания воды в пробе жидкости зависит от момента отбора. Пробы жидкости, отобранные в течение короткого времени, имеют различное содержание воды. Поэтому для точного опреде­ ления обводненности скважины необходимо производить отбор в течение 15—20 мин, причем объем каждой пробы должен быть не меньше 8—10 л. Обводненность скважины может быть опреде­ лена с достаточной точностью при систематическом отборе проб из индивидуального мерника при помощи специального щупа [145].

Содержание воды в каждой из проб продукции можно устано­ вить различными способами. При отсутствии в пробе стойкой во­ донефтяной эмульсии применяются способы бензиновой пробы и центрофугирования. В продукции со стойкой водонефтяной эмуль­ сией используется способ Дина—Старка. Метод Дина—Старка основан на кипячении нефти с растворителями. По объему воды в ловушке определяется процентное содержание воды. Этому стан­ дартному методу присущ ряд недостатков. Главные из них — дли­ тельность проведения анализа и большой расход растворителя, а также опасность пожара.

Этих недостатков лишен экспресс-метод определения содержа­ ния воды в нефтях, предложенный Казанским химико-технологи­

новой колбе, погруженной в сплав Вуда. Процентное содержание воды в нефти находится по приведенному объему выделившегося водорода (приведенный объем равен объему выделившегося водо­ рода, отнесенному к навеске нефти). Погрешность определения содержания воды относительно данных стандартного метода Дина—Старка равна ±2% .

Широкое применение в последние годы получают более опера­ тивные электродные методы контроля влажности по электропро­

124

водности нефти (кондуктометрический метод) и по диэлектричес­ кой проницаемости нефти (диэлькометрический, или емкостный, метод). Первому способу присущи серьезные недостатки, так как на электропроводность кроме влаги влияют наличие механических примесей, температура и вязкость, величина напряжения и др. По­ этому более надежным является емкостный метод. Диэлектричес­ кая проницаемость е нефтей различных месторождений колеблется

определения обводненности нефти выше 50 %. В этих условиях электроды емкостных датчиков оказываются замкнутыми и пока­ зания влагомеров становятся постоянными при любой обводненно­ сти нефти выше 50%.

Один из приборов для автоматического непрерывного контроля за содержанием воды в потоке нефти разработан Е. П. Лукьяно­ вым в ТатНИПИнефти [78]. В основу прибора положен принцип изменения диэлектрической проницаемости е0м водонефтяной смеси в зависимости от содержания в ней воды. Зависимость величины диэлектрической проницаемости еСм водонефтяной смеси от объем­ ного содержания воды со в водонефтяной эмульсии типа «вода в нефти» была установлена опытным путем. Зная эту зависимость, можно по замерам определять процентное содержание воды в во­ донефтяной смеси, или эмульсии.

Диэлектрическая проницаемость водонефтяной смеси еСГѵІ изме­ ряется путем заполнения ею конденсатора. Датчиком прибора яв­ ляется цилиндрический конденсатор с многослойным диэлектриком. Центральный цилиндр датчика представляет собой латунный стер­ жень, покрытый фторопластовой изоляцией. Внешней обкладкой датчика служит отрезок трубы, установленный на выкидной линии скважины. Для измерения емкости конденсатора-датчика исполь­ зована специальная электрическая схема. Датчик включается в ко­ лебательный контур транзитронного генератора. При перемене еСм емкость датчика изменяется, что влечет за собой изменение гене­ рируемой частоты. Напряжение высокой частоты с генератора по­ дается на амплитудный ограничитель. С ограничителя высокочас­ тотный сигнал передается на частотный дискриминатор — распоз­ наватель ухода частоты от резонанса, который дает на выходе постоянное напряжение, пропорциональное по величине и знаку изме­ нению частоты и обнаруживающее изменение частоты генератора на единицы герц. Прибор может непрерывно регистрировать об­ водненность скважины в интервале 0—50%. Присутствие газа в во­ донефтяном потоке вызывает колебания показаний прибора, соот­ ветствующие изменению содержания воды в газонефтяном потоке ±1,5%. На рис. 42 показана кривая обводненности скв. 59 Бавлинского месторождения, полученная с помощью прибора для автома­ тического контроля за содержанием воды в потоке нефти.

Во Всесоюзном нефтегазовом научно-исследовательском инсти­ туте (ВНИИ) А. Л. Абрукиным и другими разработан глубинный

125

комплексный прибор типа «Поток» на одножильном кабеле для одновременной регистрации давления, расхода жидкости, влажно­ сти и температуры. Датчик давления комплексного прибора со­ стоит из геликсной пружины и индуктивного преобразователя. В качестве датчиков температуры использованы полупроводнико­ вые элементы. Изменение сопротивления этих элементов, пропор­ циональное уменьшению или увеличению температуры окружаю­ щей среды, преобразуется в частоту. Для измерения расхода жид­ кости в приборе применен датчик расхода с заторможенной турбинкой. Стенки скважины перекрываются пакером. Содержание

данны м отбора проб из к р а ­ статочно высоки. Верхний предел измере­

ряемых расходов составляет 1—160 т/сут при максимальной по­ грешности не более 5%. Пределы измерения температуры 20— 85° С с погрешностью ±0,2° С. Погрешность датчика влагомера не превышает ±5% . Габариты глубинного снаряда: диаметр 40 мм, длина 2200 мм.

Важным эксплуатационным преимуществом глубинного прибора типа «Поток» перед известными зарубежными образцами комплекс­ ных приборов является способность датчика расхода и пакерующего устройства работать в загрязненных условиях при наличии взвеси в виде частиц песка диаметром до 0,3 мм. Локатор муфт позволяет коррелировать относительно муфт перфорацию обсад­ ных труб и все последующие измерения забойных параметров.

Фирма «Шлюмберже» [184] для исследования продуктивности («каротаж продуктивности») использует комбинированный прибор РСТ-А непрерывного действия. Он позволяет последовательно ре­ гистрировать за один спуско-подъем в скважину пять наиболее часто требующихся параметров и диаграмму расположения муфт для контроля за глубиной. «Каротаж продуктивности» произво­ дится следующими приборами: высокочувствительным термомет­

126

ром, градиоманометром, расходомером, каверномером, манометром и локатором муфт.

Для определения водоотдающих пластов рекомендуется комп­ лекс исследований градиоманометром, дебитомером и термомет­ рией в случае наличия двух жидких фаз (вода и нефть) и высокого дебита (около 15 м3/сут). Градиоманометр измеряет среднее значе­ ние градиента (перепада) давления в интервале более 60 см. Если известны плотности жидкости и газа на забое, доля каждой фазы может быть вычислена по измеренному градиенту давления (сила

В дополнение к исследованию градиоманометром и термометрией рекомендуется проводить измерения показным дебитомером — ана­ лизатором рода жидкости, в тех случаях, когда скорость низкая (меньше, чем 15 м3/сут, и присутствуют три жидких фазы — вода, нефть и газ).

В работе [27] оценку обводненности продукции нефтяных сква­ жин предлагается по плотности жидкости <т,к при известных плот­

Плотности пластовой жидкости сгж и нефти ан берутся по лабо­ раторному анализу для данного месторождения. Они мало изме­ няются в пространстве и во времени для многих месторождений [27]. Метод рекомендован для оценки обводненности продукции свыше 20% и имёет погрешность ±10%.

2. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ДИНАМИКИ

ОБВОДНЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ

СКВАЖИН Д Л Я ИЗУЧЕНИЯ ПРОЦЕССОВ

ЗАВОДНЕНИЯ ПЛАСТОВ

Появление пластовой воды в эксплуатационных скважинах, расположенных на краю площади, ограниченной внутренним конту­ ром нефтеносности, является прямым признаком перемещения поверхности водонефтяного контакта к своду залежи. Поэтому све­ дения о дате появления воды в эксплуатационных скважинах исполь­ зуются для построения на карте контура обводнения эксплуатаци­ онных скважин. Контур обводнения — это линия, проходящая через скважины, в которых примерно в одно и то же время (в пределах двух-трех месяцев) появилась пластовая вода. В процессе

127

разработки залежи контур обводнения скважин перемещается к своду вслед за внутренним контуром нефтеносности.

Чтобы использовать данные об обводнении скважин подошвен­ ной водой для контроля за перемещениями водонефтяного контакта и контуров нефтеносности, их систематизируют. Прежде всего учи­ тывается абсолютная величина обводненности и характер ее изме­ нения со временем. Целесообразно группировать скважины по ве­ личине обводненности так: следы — 1, 1—5, 5—15 и свыше 15%. По изменению обводненности с течением времени скважины делят на пять различных групп. Первая, наиболее значительная группа скважин, имеет обводненность до 1%, которая не изменяется в те­ чение ряда лет эксплуатации. Вторая группа скважин сохраняет постоянную обводненность свыше 1 % с небольшими изменениями в продолжение длительного времени, исчисляемого годами. Третья группа характеризуется тем, что их обводненность медленно, но за­ кономерно увеличивается во времени. В четвертой группе сква­ жин обводненность в течение длительного времени сохраняется постоянной, или медленно растет, но затем интенсивно увеличи­ вается. Пятая группа характеризуется временной обводненностью, которая в процессе эксплуатации скважин исчезает без проведе­ ния изоляционных работ.

Различие обводненных скважин по абсолютной величине обвод­ ненности и характеру ее изменения с течением времени не явля­ ется случайным. Существование большой группы скважин с неиз­ менной обводненностью до 1% на площади, ограниченной внутрен­ ним контуром нефтеносности, наиболее вероятно объяснять поступлением воды, захороненной в процессе формирования нефтя­ ной залежи. В длительный период образования нефтяной залежи в ней происходит разделение газа, нефти и воды в поровом прост­ ранстве коллекторов. Однако четкой границы, отделяющей нефть от воды, не возникает. Граница раздела представляет собой переход­ ную зону от нефтенасыщенной части пласта к водонасыщенной. В центральной части структуры в процессе формирования залежи, вследствие неоднородности коллекторских свойств продуктивного пласта, вытеснение воды нефтью происходило неравномерно и не­ полностью. Подошвенная часть пласта заполнилась водонефтяной смесью, в которой преобладает нефть. Эта смесь обладает подвиж­ ностью и может двигаться к забою скважины вместе с нефтью. Со­ держание воды в подошвенной части пласта значительно меньше, чем в обычной переходной зоне. Рассматриваемые воды имеют ло­ кальное распространение, вследствие чего обладают меньшей ско­ ростью перемещения, чем подошвенная вода. В присводовой зоне залежи, где большая часть скважин перфорированы до подошвы пласта, незначительное количество этой воды поступает в продук­ цию скважины.

Различный характер изменения обводненности скважин с тече­ нием времени, как показывают результаты специального исследо­ вания скважин и анализ большого количества фактического мате-

128

риала, связан с разной формой поверхности и скоростью переме­ щения ВНК. Наибольший рост обводненности наблюдается в сква­ жинах, расположенных на участках, где контакт перемещается по всей мощности пласта, или со значительным искривлением его по­ верхности. Незначительное повышение обводненности во времени отмечается в скважинах, находящихся на участках, где водонефтя­ ной контакт перемещается по подошве пласта.

Сопоставление скоростей подъема водонефтяного контакта на различных участках Бавлинского месторождения Татарии с ростом обводненности скважин показало, что там, где движение водонефтяиого контакта интенсивно, скважины обводняются быстрее. Это иллюстрируется примером, приведенным на рис. 43, где сопостав­ лены скорости подъема водонефтяного контакта, определенного по

сд , %

данным радиометрии и электрометрии, со среднегодовым ростом обводненности скважин. Как видно из рис. 43, на различных участ­ ках месторождения рост обводненности скважин происходит с раз­ ной интенсивностью. На северном крыле структуры скважины об­ водняются наименее интенсивно в связи с медленным и равномер­ ным подъемом водонефтяного контакта. Наиболее интенсивное обводнение наблюдается в восточной части месторождения, где ско­ рость подъема ВНК превышает 4 м в год. Начало роста содержания воды по скважинам не имеет четкой закономерности, что объясняется различными отметками глубин нижней границы перфорации.

Естественно стремление многих исследователей [2 , 61, 145] использовать данные об обводнении продукции эксплуатационных скважин для приближенной оценки ВНК в пласте. В начальный

период внедрения методов радиометрии для определения водонеф­ тяного контакта была изучена зависимость содержания в продук­ ции скважины воды от расстояния до ВНК [145]. Для этого были построены диаграммы, на которых по оси абсцисс откладывалось содержание воды в добываемой жидкости, а по оси ординат — рас­ стояние от водонефтяного контакта от нижнего отверстия перфо­ рации. Положение ВНК определялось по радиометрии. Такие за­ висимости позволяют приближенно определять положение ВНК в условиях однопластовой залежи. Попытки установить подобные зависимости по данным скважин, эксплуатирующих несколько пла­ стов, не увенчались успехом.

Для построения указанных диаграмм и их применения необхо­ димо точно установить, что пластовая вода, добываемая вместе с нефтью, не является следствием притока из-за нарушения цемент­ ного кольца. Рассмотренные зависимости успешно использовались для приближенной оценки положения водонефтяного контакта при изучении коэффициента нефтеотдачи пласта по промысловым исследованиям Бавлинского (Татария), Соколовогорского (Сара­ товская обл.), Константиновского, Серафимовского, Леонидовского (Башкирия) и других месторождений [158].

В работе [61] в основу определения ВНК по данным обводне­ ния скважин положены выводы о поршневом характере вытеснения нефти водой. В этом случае между количеством отбираемой воды из продуктивного пласта и мощностью обводненной его части су­ ществует корреляционная связь. Рассматривая плает в границах интервала перфорации, авторы эту связь представили в виде осредненной кривой зависимости отбора воды у* (в долях или процентах от общего количества жидкости) от х* — отношение величины по­ гружения нижнего отверстия интервала перфорации /эксплуатаци­ онной колонны под поверхность водонефтяного контакта к эффектив­ ной мощности h продуктивного пласта в интервале перфорации.

При построении кривой y* — f(x*) положение ВНК определяется геофизическими методами. Имея данные о содержании воды в до­ бываемой жидкости и положении водонефтяного контакта, состав­ ляется корреляционная зависимость. По оси абсцисс отсчитывается отношение l/(L — h), где L — общая длина перфорированного ин­ тервала, а по оси ординат — доля воды от общей массы жидкости, отбираемой из пласта [СВ/(СЛ+ С в)] на дату определения ВНК в этой эксплуатационной скважине. По полученной осредненной кривой зависимости, зная относительное количество воды в добы­ ваемой жидкости, можно определить величину погружения нижнего отверстия интервала перфорации над поверхностью ВНК и, сле­ довательно, положение ВНК в пласте.

Изложенная методика была успешно применена для прослежи­ вания за движением контакта пластов С\ Мухановского и Сщ, Сіѵ Дмитриевского месторождений Куйбышевской обл. [61].

Знание текущей величины обводненности скважины подошвен­ ной водой дает возможность приближенно определить мощность

130