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

нефтенасыщенной части однородного продуктивного пласта по

части, м; цв —вязкость воды, сП; цн— вязкость нефти, сП; Апр. н— коэффициент проницаемости нефтенасыщенной части пласта, Д; knp. в — то же водонасыщенной части, Д.

Формула (53) получена на основании известной формулы, при­ веденной в работе [121 ]

Сй ^пр. нГв^п

и^пр. вРн^в

В формуле (54) известны все величины за исключением &пр. н и kjip. в. Согласно работе [121] последние зависят от количества остаточной воды, структуры порового пространства и условий сма­ чивания породы жидкостью. Коэффициенты /гпр.н и Апр.в должны быть установлены по результатам исследования обводненных сква­ жин другими методами. Неоднородность продуктивного пласта, способ его вскрытия и освоения, цементирование скважин и оста­ новка их в процессе эксплуатации оказывают значительное влия­ ние на результаты расчетов по формуле (54). Поэтому определе­ ние текущего ВНК по формуле (54) является сугубо приближен­ ным и применяется только в комплексе с другими методами.

Контроль за перемещением водонефтяного контакта и контуром нефтеносности можно осуществлять путем использования карт рав­ ной обводненности в комплексе с гидрохимическими картами. Карты равной обводненности строятся по данным обводнения скважин пластовой водой. Через скважины, обводненные в настоящий мо­ мент в равной степени, проводятся линии равной обводненности. Гидрохимические карты выполняются по данным химических ана­ лизов вод, отобранных из скважин, обводненных пластовой водой. Эти карты отображают распространение по площади продуктив­ ного пласта вод с различной степенью минерализации, разных генетических типов, групп и подгрупп. Карты равной обводненно­ сти наряду с гидрохимическими картами изокол позволяют выявить участки продуктивного пласта, на которых наблюдается наиболее интенсивный подъем водонефтяного контакта и продвижение конту­ ров нефтеносности [3].

3. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ ЗА ПРОЦЕССОМ ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ

Физико-химические методы основаны на использовании естест­ венных физико-химических особенностей пластовых нефтей и воды, а также на применении флуоресцентных индикаторов, искусственно вводимых в закачиваемую через нагнетательные скважины воду.

Для контроля за перемещением движения закачиваемой воды необходимо использовать растворители и поверхностно-активные вещества, добавляемые в воду с целью снижению вязкости нефти. Известен пример успешного контроля за продвижением закачивае­ мой воды, в которую были добавлены непредельные углеводороды от С4 до С8 и более (отходы химических заводов) с целью сниже­ ния вязкости нефти [18].

В промысловой практике применялся флуоресцеин. Закачка трассирующего индикатора — флуоресцеина для определения ско­ рости и направления движения закачиваемой в обводненный пласт воды была произведена на двух участках залежи А4 башкирского яруса Покровского месторождения Куйбышевской обл. [117]. В на­ гнетательные скважины был закачан раствор, содержащий на 3 м3 воды 10 кг флуоресцеина и 41,5 кг едкого натра. В обводненных скважинах флуоресцеин обнаруживали путем облучения воды ультрафиолетовыми лучами ртутно-кварцевой лампы ПРК-4. В ре­ зультате этих исследований получены ценные сведения о скорости и направлении движения закачиваемой воды [117]. Недостаток флуоресцеина заключается в том, что возможность его применения ограничена определенной минерализацией пластовых вод. Так, при пластовых водах с р Н ^7 даже при высокой концентрации флуо-

В результате лабораторных исследований установлено, что рода­ нистый аммоний легко обнаруживается в исследуемой среде и не адсорбируется в породах. Растворы роданистого аммония стабиль­ ны в пластовых условиях независимо от кислой или щелочной ха­ рактеристики среды. Он может служить индикатором при мини­ мальной концентрации его 10 мг/л. При такой же концентрации оптическая плотность роданистого аммония равна 102 ед. Наличие в пробах роданистого аммония определяется добавлением в иссле­ дуемую жидкость 0,1 мл хлорного железа FeCl3. При наличии ро­ данистого аммония жидкость окрашивается в ярко-красный цвет. Путем выпаривания пробы концентрацию роданистого аммония можно увеличить в 10 раз и обнаружить его, даже если концентра­ ция в отобранной пробе была 0,1 мг/л [102 ].

И С П О Л Ь З О В А Н И Е Е С Т Е С Т В Е Н Н Ы Х Ф И З И К О ­ Х И М И Ч Е С К И Х О С О Б Е Н Н О С Т Е Й Н Е Ф Т Е Й И В О Д

Воды, закачиваемые в пласт через нагнетательные скважины, всегда существенно отличаются по физико-химическим свойствам от пластовых вод. Поэтому они сами по себе являются хорошими

132

индикаторами при заводнении пластов и безусловно должны быть использованы для контроля за процессом заводнения. Контроль за перемещением нагнетаемой воды можно осуществить по изменению минерализации добываемой в скважинах воды. Многие месторож­ дения Волго-Уральской нефтеносной области содержат пластовые воды очень высокой минерализации, а для нагнетания в пласт используются пресные воды. В этих условиях для прослеживания перемещения нагнетаемой воды достаточно ограничиться определе­ нием ионов кальция и хлора в воде, .не производя сложные шести­ членные анализы. В водных вытяжках из нефти определяется со­ держание ионов хлора меркурометрическим методом (индикатор дифенилкарбозон), содержание ионов кальция — трилонометрическим [87].

Известен удачный пример использования смешения пластовых и нагнетаемых пресных вод для контроля за заводнением место­ рождения Карабулак-Ачалуки [90]. Имея данные о суммарных объемах нагнетаемой воды и зная характер распределения содер­ жания пластовой воды и смеси (по экспериментальным данным), можно определить количество пресной воды, внедрившейся в раз­ личные части залежи [90].

На нефтяных месторождениях Самарской Луки минерализация пластовых вод до начала разработки в сводах структуры более низкая, чем на крыльях. В процессе разработки, особенно в на­ чальной стадии, минерализация добываемой по скважинам воды возрастает. Это свидетельствует о продвижении краевых вод к центру залежи. Изучая изменение минерализации воды во вре­ мени, удалось установить направление и скорость перемещения пластовых вод [163].

Эти способы просты и дешевы, но весьма приближенны. Тем не менее, в комплексе с другими методами они могут оказаться эффективными. Для изучения процессов обводнения многопласто­ вых залежей, разрабатываемых единой сеткой скважин, могут быть использованы закономерности изменения минерализации вод каж­ дого пласта. Например, на месторождении Нефтяные Камни в Азербайджане для этой цели была использована известная за­ кономерность изменения общей минерализации вод по разрезу отложений балаханского яруса в пределах Апшеронской нефтега­ зоносной области, а также закономерность изменения общей ми­ нерализации пластовых вод отдельных горизонтов нижнего отдела отложений балаханского яруса в пределах этой структуры. В про­ цессе разработки по изменению минерализации пластовой воды по скважинам устанавливалась причина обводнения скважины [82].

Гидрохимические методы контроля за процессом заводнения наиболее широко применяются на нефтяных месторождениях Азер­ байджана. На ряде месторождений в результате тщательного изу­ чения закономерности распределения плотности и физико-химичес­

133

движения закачиваемой в пласт воды. Так, в работе [7] для выяв­ ления особенностей изменения удельного веса нефти, минерализации и ионного состава пластовых вод были построены гидрохимические карты и карты удельного веса нефти на начало разработки гори­ зонтов ПК4-5 Карачухурского и Сурхаиского месторождений. За­ качка в пласт щелочного гидрокарбонатнонатриевого типа воды

к взаимодействию различных по составу и минерализации вод и закономерному изменению свойств нефти. Так, плотность нефти, контактирующей с морской водой, увеличивается в большей сте­ пени, чем при контакте с щелочными водами и т. п. Все эти осо­ бенности изменения свойств нефти позволяют определить пути движения закачиваемой воды.

Гидрохимические карты в ряде случаев позволяют решать слож­ ные задачи перемещения водонефтяного контакта и контуров неф­ теносности. Например, на месторождении Ходжи-Абад Уз.ССР для определения обводнения скважин тектоническими водами строят гидрохимические карты содержания сульфатного иона SO4. Уста­ новлено, что содержание ионов SO4 в пластовой воде определяется десятыми и сотыми долями процент-эквивалента. В закачиваемой и тектонических водах их содержание — до 10—20%-экв. Таким образом, по содержанию ионов SO4 можно судить о характере пла­ стовой воды в каждой отдельной скважине [3].

В работе [177J на примере залежи пласта Бі Жирновской пло­ щади для контроля и регулирования контуров нефтеносности эф­ фективно использовались изменения характеристик добываемой

цессе движения по пласту происходит уменьшение плотности до­ бываемой воды (пластовая вода имеет плотность 1,100 г/см3; ее тип — хлоркальциевый). По данным массовых измерений плот­ ности по скважинам строятся карты изоденсит на различные даты. Анализ таких карт позволяет изучать направление перемещения закачиваемой воды. Поскольку изоденситы перпендикулярны линиям тока, можно обоснованно и наглядно судить о распростра­ нении воды, установить главные и центральные линии тока [177]. Изложенная методика пласта не требует сложных анализов до­ бываемой воды, значительных затрат времени и средств.

Имеется интересный опыт контроля за движением жидкости в пласте по характеру изменения плотности дегазированной нефти. Сущность этого способа заключается в следующем [85]. В про­ цессе начальной стадии разработки месторождений по многократ­ ным определениям плотности дегазированной нефти по скважинам строятся график изменения и карта начального распределения де­ газированной нефти. Установлено, что при разработке залежи изменения свойств дегазированной нефти, добываемой в разные

134

годы из одной и той же скважины, происходили лишь в результате перемещения нефти из других участков пласта. В процессе эксплуа­ тации залежи по многократным измерениям плотности на опреде­ ленные даты строятся карты изменения плотности нефти. Их сопо­ ставляют с начальными изолиниями и по изменению величины плот­ ности нефти определяют направление потока и его скорость.

Скорость фильтрации нефти рассчитывается по формуле

где Аан— изменение плотности нефти по скважине за время t (годы), г/см3; gradccn — начальный градиент распределения плот­ ности нефти, г/(см3-м).

В процессе движения'по пласту химический состав нагнетаемой воды может изменяться по-разному. Изменение химического со­ става закачиваемой воды также может быть использован для опре­ деления направления, скорости и других особенностей ее движения по пласту. В работе [42] приводится пример прослеживания пере­ мещения закачиваемой воды по появлению сульфат-ионов SO"

в обводняющихся скважинах залежи нефти горизонта I месторож­ дения Мишовдаг (Аз. ССР). Воды почти всех известных месторож­ дений Азербайджана относятся к высокоминерализованным хлоркальциевого типа. При своем движении по пласту они не вступают во взаимодействие с породой, ввиду незначительной способности последних к выщелачиванию.

Высокорастворимые сульфаты, содержащиеся в породах пласта, подвергаются значительному выщелачиванию при взаимодействии со слабоминерализованной нагнетаемой водой. На основе изучения изменения химического состава нагнетаемых вод установлено, что сульфат-ионы появляются в скважинах второго и третьего рядов эксплуатационных скважин, минуя иногда скважины первого ряда. Это явление авторы [42] правильно объяснили тем, что в одних частях площади нагнетаемая вода, продвигаясь по продуктивному пласту, способствует проталкиванию пластовых жидкостей, а в дру­ гих— проникает в эксплуатационные скважины по наиболее прони­ цаемым пропласткам. Такой же процесс заводнения пластов уста­ новлен на месторождениях Урало-Поволжья по другим методам [145].

4. КОНТРОЛЬ ЗА ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ПЕРЕМЕЩЕНИЕМ ЖИДКОСТИ

В ПРОДУКТИВНОМ ПЛАСТЕ ПО ИЗМЕНЕНИЮ

КОЭФФИЦИЕНТА СВЕТОПОГЛОЩЕНИЯ ДОБЫВАЕМЫХ НЕФТЕЙ

В настоящее время широкое применение для контроля горизон­ тального перемещения нефти получил метод коэффициента светопоглощения К с п , предложенный в ТатНИПИнефти И. Ф. Глумовым и А. Ф. Гильманшиным [31—33]. В этом методе используется

135

неоднородность физических свойств нефти в пределах одного ме­ сторождения как по разрезу, так и по площади.

Такие параметры нефти, как плотность, вязкость, фракционный состав, давление насыщения, газовый фактор, содержание смол, асфальтенов, парафин и другие изменяются в пределах одного ме­ сторождения в довольно узких пределах и в настоящее время не всегда могут быть эффективно использованы для изучения движе­ ния жидкости в пласте. Коэффициент светопоглощения К с п зависит от присутствия в нефти окрашенных веществ (смол и асфальтенов) и в пределах одного месторождения изменяется в широких преде­ лах. Так, на месторождениях Тат.АССР нефти изменяются в пре­ делах 200—1000 ед., т. е. до 5 раз. Обычно в сводовой части за­ лежи содержится сравнительно легкая нефть с небольшой вязко­ стью и малым содержанием асфальтово-смолистых веществ. По направлению от свода залежи к крыльям плотность нефти воз­ растает, вязкость и содержание в нефти асфальтово-смолистых ве­ ществ увеличивается. Примерно по такой же закономерности изме­ няется величина /Ссп нефти. Увеличение Ксп с приближением к водонефтяному контакту наблюдается во всех изученных месторож­ дениях (Ромашкинское, Бавлинское, Арланское, Ярино-Каменно- ложское, Манчаровское и др.). Величина К с п нефти Краснояр­ ского месторождения Оренбургской обл. в зависимости от положе­ ния скважин на структуре изменяется в пределах 220—340 ед. [101]. В Яснополянской залежи .Ярино-Каменноложского место­ рождения /Ссп изменяется в пределах 38—319 ед. [24]. Здесь име­ ется тенденция к увеличению /Ссп сверху вниз по разрезу (по трем пластам Бі, Бг, Бз), а также по направлению от свода структуры к ее крыльям.

На наиболее исследованном с точки зрения оптических свойств Ашитском участке Арланского нефтяного месторождения разница между максимальными и минимальными величинами /Ссп пласта IV угленосной толщи составляет 500 ед. [40]. Как и на других место­ рождениях, минимальное значение Ксп (383—387 ед.) отмечается в скважинах, расположенных в сводовой части структуры, а мак­ симальное— на крыльях структуры и в водонефтяной части залежи.

Периодически замеряя величину Ксп нефти, можно изучать на­ правление и скорость движения нефти в пласте. Для массовых определений К с п рекомендуется [32] пробы нефти отбирать из про­ боотборных краников манифольда скважин в чистый стаканчик

(для нефтей юго-востока Тат.АССР). В качестве растворителя мо­ жно использовать очищенный бензол, толуол, четыреххлористый

136

углерод или керосин. Полученный раствор наливается в кювету фотоэлектроколориметра.

Для определения Ксп нефти используются фотоэлектроколори­ метры типа ФЭК (ФЭК-1, ФЭК-М, ФЭК-Н-57, ФЭК-56), серийно выпускаемые отечественной промышленностью. Прибор типа ФЭК (рис. 44) работает на принципе уравнивания двух световых пото­ ков при помощи переменной щелевой диафрагмы. Потоки света от лампы Л , отразившись от зеркал Зі и 32, проходят через свето­ фильтры Сі и С2 и кюветы А і и Л2, попадают на фотоэлементы Фі и Ф2, которые присоединены к гальванометру Г по дифференциаль­ ной схеме. При равенстве интенсивностей световых потоков, па­ дающих на фотоэлементы, стрелка гальванометра стоит на нуле.

Фотометрические параметры х и D зависят от концентрации нефти в бензоле С и толщины I слоя раствора. Параметром, не зависящим от этих величин является коэффициент светопоглощения Ксп, определяемый из закона Ламберга-Бера

где / — степень интенсивности падающего света, прошедшего через однородную поглощающую среду; /о — то же начальная.

Поскольку X = / / / о , Z) = lg (1/т}, то

Из формул (57) и (58) следует .

Для каждой конкретной залежи необходимо подобрать значе­ ния концентрации С и толщины кюветы I, чтобы по большинству скважин значения оптической плотности находились в пределах

137

0,3—0,7. В условиях месторождений Тэт. АССР используется объем­ ная концентрация нефти в бензоле, равная 1%, а толщина кюветы /= 0,3 см. Применение таких жидкостей как бензол, толуол, четы­ реххлористый углерод и керосин в качестве растворителей для нефти дает близкие друг к другу значения. За единицу Ксп принят коэффициент светопоглощения такого вещества, при пропускании через 1 см слоя которого интенсивность светового потока уменьша­ ется в 2,718 раз.

Коэффициент светопоглощения нефти можно определить и по керну. Нефтенасыщенный керн сразу же после отбора из скважины парафинируется. В лаборатории он подвергается экстрагированию на аппаратах Закса или Сокслета, после чего на фотоэлектроколорнметре определяется оптическая плотность D экстракта (раствора нефти в растворителе). Коэффициент Ксп (в см-1) нефти из керна вычисляется по формуле

раствора в исследуемом куске керна, м3; I — толщина слоя раствора при определении оптической плотности, см.

Для установления закономерностей распределения коэффициен­ тов светопоглощения нефти по месторождениям используются ста­ тистические способы обработки данных из большого числа сква­ жин. Это вызывается тем, что на величину Ксп влияют многие фак­ торы, о которых говорилось выше. Наиболее сильное влияние ока­ зывают гипсометрическое положение пласта и растворение его от водонефтяного контакта. Методика статистической обработки К сп по данным фотоколориметрии подробно изложена во «Временной инструкции по применению фотоколориметрии добываемых нефтей для решения геолого-промысловых задач».

И. Ф. Глумов и А. Ф. Гильманшин [32, 33] для построения зави­ симостей исследуемой точки Ксп от расстояния до ВНК предло­ жили метод параметрического свойства кривых. На график в коор­ динатах коэффициент Ксп — разность гипсометрических отметок ВНК и середины пласта 2 наносятся точки, представляющие ре­ зультаты определения светопоглощения нефти. Для полученной совокупности точек подбирается уравнение, в которое входят рас­ стояние от исследуемой точки до ВНК, названное им параметром /г*, и постоянные коэффициенты. Авторами предложено уравнение

На графике строится семейство линий К сп — 2 для отдельных значений h*. Найденные для каждой скважины значения пара­ метра h* наносятся на карту и проводятся изолинии этого пара­ метра. Используя в дальнейшем, карту изолиний параметра /і* и график Ксп = / (h*z), находят Ксп для заданной точки пласта.

138

Закономерная связь между Ксп и расстоянием /г* от исследуе­ мой точки до водонефтяного контакта была обнаружена и на Манчаровской, Игметовской, Крещено-Булякской площадях Манчаровского месторождения Башкирии [49].

/Ссп==522-6,44А*. (62)

Коэффициент корреляции этой зависимости г = 0,765. В каче­ стве расстояния h* бралась разность отметок поверхности началь­ ного контакта и кровли пласта Іа в эксплуатационных скважинах.

Связь Kcu = f (h*), как указывают и авторы, вряд ли можно использовать для практических целей определения положения во­ донефтяного контакта, поскольку Ксп добываемой нефти в большей части скважин изменяется во времени, причем не только из-за из­ менения положения ВНК-

Описанные методы обработки данных о распределении по место­ рождениям величины Ксп могут успешно применяться на началь­ ных стадиях разработки. В дальнейшем в процессе разработки за­ лежи характер распределения Ксп нефти по пласту становится все менее закономерным и использовать описанные методы становится все труднее.

Для прослеживания движения нефти лучше всего пользоваться картой равных значений Ксп нефти (картой изокол) на определен­ ные даты. Эти карты дают наглядное представление об изменениях

По данным периодических замеров К с п добываемой нефти по всем скважинам, эксплуатирующим месторождения, строятся на одном бланке карты изокол на две даты. Сравнивая взаимное расположе­ ние изолиний К с п и расстояние между одноименными изолиниями, определяют ориентировочное направление движения и длину пути, пройденной нефтью за промежуток времени между двумя сериями замеров. Разделив путь на время, находят скорость горизонталь­ ного перемещения нефти.

Впервые метод Ксп для контроля за перемещением нефти в продуктивном пласте был применен на Бавлинском нефтяном месторождении Татарии [31, 145]. По многочисленным измерениям Ксп в скважинах во времени была построена карта изокол (рис. 45). Оказалось, что К Сп нефти, отобранной из скважин, расположенных на своде структуры, практически не изменились, а из скважин, на­ ходящихся на участках интенсивного подъема водонефтяного кон­ такта и значительного горизонтального перемещения масс нефти, изменились.

Карта изокол была' сопоставлена с картами изобар, а также с картой подъема ВНК, выполненной по комплексу геолого-про­ мысловых и геофизических данных. Анализом этих карт установ­ лено направление и скорость стягивания нефти к центральной ча­ сти залежи [31, 145]. В центральной части залежи движение нефти происходит медленнее, чем на периферии (средние изоколы 250—

139

350). Наиболее интенсивно нефть перемещается на южном и северовосточном участках залежи.

Изменение Кт добываемой нефти происходит не только за счет ее горизонтального перемещения, но и вследствие подъема ВНК. На контакте нефть — вода К т нефти резко увеличивается. Это обстоятельство необходимо учитывать при расчете скорости дви-

Р и с. 45. К а р та изокол Б авлинского неф тяного м есторож дения.

/, 2 — соответственно внешний и внутренний контуры нефтеносности на 1/Ѵ1І I960 года; 3 — нзоколы на 15/ѴІІ I960 года; 4 — нзоколы на 15/ѴІІ 1961 года; 5 — значения /Ссп

на 15/ѴІІ 1960 года (числитель) и на 15/ѴІІ 1961 года (знаменатель).

жения нефти по пласту. Так, в отдельных скважинах кольцевой зоны увеличение К с п добываемой нефти происходит быстрее, чем если бы это объяснялось только горизонтальным перемещением нефти в пласте. Скорость движения нефти, рассчитанная с исклю­ чением таких скважин, колеблется на различных участках в пре­ делах 25—480 м/год, что приближенно совпадает со скоростью, полученной по геолого-промысловым данным. Расчет скорости про­ изводился только для тех скважин, в районе которых можно было определить градиент изменения К т - Направление движения нефти находилось по картам изобар.

Для расчета скорости движения нефти по всем замерам опре­ деляется среднее изменение /Ссп за период наблюдения, которое

140