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

2. СОСТАВЛЕНИЕ КАРТ, ХАРАКТЕРИЗУЮЩИХ ИЗМЕНЕНИЕ ВО ВРЕМЕНИ РАЗЛИЧНЫХ ПАРАМЕТРОВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ДОБЫВАЕМОЙ ЖИДКОСТИ

Для наиболее полного обобщения многочисленной информации, получаемой в результате изучения изменения различных парамет­ ров и физико-химических свойств жидкости, необходимо составлять карты их распределения на определенные даты. Ясно, что не может быть рекомендован универсальный комплекс карт для всех нефтя­ ных месторождений с различными геологическими условиями и свойствами нефти и пластовой воды. Для каждого района следует составлять карты по наиболее характерным для месторождений физико-химическим свойствам. Причем эти свойства должны изме­ няться в процессе разработки нефтяной залежи закономерно в связи с перемещением жидкости по пласту (например, измене­ ние минерализации пластовой воды в результате смешивания с наг­ нетаемой водой, изменение величин Кт по мере перемещения нефти

ит. п.), легко поддаваться быстрому н точному определению.

Внастоящее время широко используются карты дебитов сква­ жин (суточных, суммарных с начала разработки и др.), обводнен­ ности их продукции, изобар, распределения и изменения плотно­ сти добываемой нефти (изоденсит), карты Кт (изокол), различ­ ного рода гидрохимические карты и др. При наличии исходных данных такие карты составляются по общеизвестной методике с ли­ нейной интерполяцией величин параметров между скважинами.

Частота изолиний выбирается исходя из вариации величин пара­ метров и погрешности определения. Для уверенного контроля за изменением физико-химических свойств добываемой жидкости чрезвычайно важно составление карт начального их распределе­ ния в пласте. Поэтому исследование физико-химических свойств пластовой жидкости необходимо начинать уже при испытаниях и пробной эксплуатации глубоких разведочных скважин. Периодич­ ность составления этих карт устанавливается по интенсивности из­ менения параметров и свойств добываемой жидкости во времени. Во многих случаях отдельные карты полезно совмещать.

3. СОСТАВЛЕНИЕ КАРТ ВОДОНЕФТЯНОГО

КОНТАКТА, ЗАВОДНЕННОЙ (ВЫРАБОТАННОЙ) МОЩНОСТИ ПЛАСТА И ЕГО ОСТАТОЧНОЙ

НЕФТЕНАСЫЩЕННОЙ МОЩНОСТИ

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

Карты начальной поверхности ВНК составляются по данным электрометрии и радиометрии скважин, полученным в течение первых лет эксплуатации залежи, когда практически еще не нача­ лось перемещение контуров нефтеносности, вследствие незначи­

162

тельного суммарного отбора жидкости из пласта и закачки воды в пласт. Необходимость составления таких карт вызывается тем, что начальная поверхность водонефтяного контакта занимает обычно негоризонтальное положение. Колебания начальной поверх­ ности контакта должны учитываться при пересчете запасов нефти1 и последующем изучении движения подошвенной воды и контуров нефтеносности. Для построения карт начальной поверхности кон­ такта используется общеизвестная методика, применяемая при со­ ставлении структурных карт по геолого-геофизическому опорному горизонту — реперу. Горизонтали ВНК обычно проводятся через 1 или 2 м. При построении особое внимание следует уделять тем скважинам, по которым ВНК отмечается аномально высоко. Не­ обходимо установить, не обусловлено ли это местным подъемом. Затем на карте проводятся внешний и внутренний контуры нефте­ носности.

Для установления начальных контуров нефтеносности последо­ вательно 'совмещается карта поверхности ВНК со структурными картами по подошве продуктивного пласта (для построения внут­ реннего контура нефтеносности) и по его кровле (для построения внешнего контура нефтеносности). Точки пересечения одноименных изогипс наносятся на карту начальной поверхности водонефтяного контакта. Соединив их плавной линией, получают положение на­ чальных внутреннего и внешнего контуров нефтеносности. Вслед­ ствие аномально высокого или низкого положения контакта на отдельных участках залежи часто приходится проводить внутрен­ ний или внешний контур нефтеносности, пересекая изогипсы соот­ ветственно подошвы или кровли пласта. Примеры таких аномаль­ ных случаев показаны на рис. 56 и 57.

Допустим, скв. 2 вскрыла (см. рис. 56), как и соседние скв. 3 и 4, ВНК на абсолютной отметке —1490 м. Согласно точкам пере­ сечения изогипс структурной карты по кровле пласта с равными изогипсами поверхности контакта (эти точки отмечены крестиками) внешний контур должен проходить по изогипсе —1490 м. Однако скв. 1 вскрыла полностью водоносный пласт с отметкой кровли — 1485 м. Поэтому эта скважина на карте изображается за внеш­ ним контуром нефтеносности, а контур нефтеносности приходится перенести условно между скв. 1 и 2. Таким образом, в точках e nd, внешний контур пересекает изогипсу кровли пласта с отметкой — 1485 м и далее в точках с' и d' идет по изогипсе— 1490 м. Если же проводить внешний контур строго по изогипсе— 1490 м, то по­ верхность ВНК на профиле прошла бы по линии КН—КН", (КН — контур нефтеносности), а не по кривой К Н '—КН", указывая при этом на наличие нефти в кровельной части пласта в скв. 1. Скв. 1 (см. рис. 57) вскрыла ВНК на абсолютной отметке —1485 м, а в скв. 2 подошва пласта, имеющая абсолютную отметку —1490 м,1

1 П р и первоначальном подсчете зап асов из-за недостаточны х сведений о п о ­

лож ении В Н К карты его поверхности обы чно не составляю тся .

оказалась полностью нефтеносной. Из рис. 57 видно, что внутрен­ ний контур нефтеносности по линии профиля / —I нельзя проводить по изогипсе —1485 м.

Чтобы не допустить грубую ошибку при построении внешнего и внутреннего контуров нефтеносности путем механического сов­ мещения с соответствующими структурными картами, полезно ука­ зывать на карте водонефтяного контакта отметки кровли водонос­ ного пласта в скважинах, расположенных на окраинах залежи, и подошвы пласта по скважинам, находящимся на внутренней ча-

сти залежи. Использование различных карт, характеризующих движение ВНК и контуров нефтеносности, лучше всего проиллю­ стрировать на примере Бавлинского нефтяного месторождения.

На рис. 58 приведена карта начальной поверхности ВНК пласта Ді Бавлинского месторождения, составленная описанным выше спо­ собом. Залежь пласта Ді имеет сравнительно плоскую форму. По­ этому значительная часть залежи подстилается подошвенной во­ дой. Ширина водонефтяной зоны изменяется в пределах 1,5—2 км и более. Начальные положения внешнего и внутреннего контуров залежи установлены довольно точно. Кроме геометрического по­ строения внешний контур контролируется более чем 25 водонос­ ными скважинами. Внешний контур более или менее следует струк­ туре по кровле пласта Ді и на южном крыле проходит в основном по изогипсам —1489 и —1490 м, а на северо-западе —1488 м, пе­ ресекая на некоторых участках изогипсы —1486 и —1484 м. Как

164

видно из карты, внутренний контур нефтеносности в отличие от внешнего контура на отдельных участках залежи имеет значи­ тельные заходы к своду структуры.

Поверхность начального ВНК на отдельных участках площади проходит на различных глубинах. На юго-востоке месторождения коңтакф имеет отметки —1489 и —1490 м на севере —1485 и —1486 м.

Изолинии ВНК на различных участках структуры пересекают линии контуров нефтеносности, что объясняется колебанием по-

Р и с. 58. К а р та начальной поверхности водонеф тяного контакта п ласта Д і Б авл и и ского неф тяного м есторож дени я .

I — внешний контур нефтеносности; 2 — внутренний контур нефтеносности; 3 — изо­ линии начальной поверхности водонефтявого контакта; 4 — скважины, соответственно,

нагнетательные и эксплуатационные.

верхности контакта. Точки пересечения изолиниями контуров неф­ теносности являются геометрическим местом пересечения изогипсы (кровли или подошвы) пласта с изолиниями ВНК, имеющими од­ ноименные абсолютные отметки. При этом за основу берутся изогипеы структурной карты, так как изолинии поверхности ВНК мо­ гут быть проведены в различных вариантах. Чем больше сведений о водонефтяном контакте по скважинам, тем меньше возможных вариантов построения изолиний контакта и контуров нефтеносно­ сти.

Точность построения карты начальной поверхности ВНК зави­ сит от полноты используемых сведений и их достоверности. Чем более постоянна поверхность контакта, тем точнее можно постро­ ить карту и установить контуры нефтяной залежи.

1 6 5

К А Р Т Ы Т Е К У Щ Е Й п о в е р х н о с т и

В О Д О Н Е Ф Т Я Н О ГО К О Н Т А К Т А

Карта текущей поверхности ВНК дает наиболее полное пред­ ставление о характере перемещения контакта по месторождению. Однако составление такой карты не всегда возможно. Это объяс­ няется трудностью одновременного определения контакта по всем скважинам, расположенным в водонефтяной части залежи. С целью использования всех результатов определения ВНК с начала экс­ плуатации месторождения для построения карты текущей поверх­ ности контакта К- Я. Коробовым предложена следующая .методика [105].

Предварительно составляются две вспомогательные карты: вре­ мени и отметок ВНККарта времени строится по методике, при­ меняемой при составлении обычных топографических или струк­ турных карт. На плане около каждой скважины надписывается дата определения контакта методами электрометрии или радиомет­ рии. Затем проводятся линии равного времени — изохроны, соеди­ няющие одновременные точки, полученные путем деления расстоя­ ний между скважинами пропорционально разности дат замеров ВНК. Для построения карты отметок ВНК на плане расположения скважин наносятся все данные о контакте, полученные когда-либо с начала эксплуатации залежи. Затем по обычной методике стро­ ится карта условной поверхности контакта. Совмещая карты вре­ мени и отметок ВНК, получают новую вспомогательную карту рас­ пределения скоростей подъема контакта, которая позволяет полу­ чить величину его подъема в любой точке залежи на любую дату. Точки пересечения изохрон с линией отметки ВНК отображают по­ ложение ВНК, соответствующее данному времени.

Для построения карты поверхности ВНК на какую-либо дату на кальку наносятся все точки, получаемые при пересечении изо-, гипс вспомогательной поверхности контакта с изохронами в соот­ ветствии с выбранной датой. После нанесения всех точек и учета кровли водоносного песчаника по контурным скважинам и по­ дошвы пласта по нефтеносным скважинам строится карта текущей поверхности контакта. Более подробно эта методика рассмотрена в работе [105]. Там же даны примеры составления вспомогатель­ ных карт и карты текущей поверхности водонефтяного контакта.

Рассмотренная методика проста, не требует одновременного определения положения контакта по большому числу скважин и позволяет построить карту на любую дату. Однако она страдает серьезными недостатками. Подобный механический подход к изо­ бражениям такого сложного и многообразного процесса, как пере­ мещение ВНК, не позволяет учитывать все его особенности. В част­ ности, вспомогательная карта распределения скорости подъема ВНК отражает скорость его перемещения, определяемую линей­ ной интерполяцией данных в лучшем случае между двумя сосед­ ними скважинами, а чаще всего через две-три скважины, иногда и

166

более. Как было показано ранее (см. раздел 1, гл. IX), расчет скорости между соседними скважинами дает третью категорию точности. Кроме того, линейная интерполяция не может учитывать различный характер движения ВНК (см. гл. X).

Поэтому методика К. Я- Коробова может быть рекомендована лишь для составления схематической карты текущей поверхности контакта, когда не имеется большого числа определений его по­ верхности на одну дату (в течение примерно 3—4 мес) методами радиометрии скважин. Чтобы составить карту текущей поверхности ВНК, используют весь комплекс сведений относительно его поло­ жения следующим образом.

1. Выделяют несколько категорий скважин:

а) скважины, в которых ВНК определен по данным радиомет­ рии в течение 3—4 мес по отношению к дате составления карты, и вновь пробуренные скважины, где положение ВНК устанавли­ вается по данным электрометрии;

б) скважины, отдающие безводную нефть, вследствие наличия между нефтеносной и водоносной частями пласта непроницаемого обычно глинистого пропластка (бесконтактные зоны);

в) скважины, в которых ранее, чем заЗ—4 мес до составления карты, проведено повторное (2 раза и более) определение положе­ ния ВНК;

г) близрасположенные скважины, по которым вследствие опре­ деления контакта в различное время имеется возможность вычис­ лить скорость его передвижения;

д) скважины, в которых необходимо определять отметки кровли водоносного и подошвы нефтеносного пластов;

е) скважины, по которым нет сведений о положении контакта,

всвязи с различными формами его передвижения (см. гл. X).

2.На план расположения скважин наносят все отметки ВНК, определенные по данным радиометрии и электрометрии (во вновь

пробуренных скважинах). Рядом с отметкой контакта записывают дату исследования.

3. Около номеров скважин (категория «б»), в которых глини­ стый пропласток длительное время не дает пластовой воде подни­ маться по вертикали, на плане условным шрифтом или цветом на­ носят абсолютные отметки кровли глинистого пропластка.

4. Около текущего внешнего контура и подошвы нефтеносного пласта (вблизи предполагаемого внутреннего контура) записы­ вают отметки кровли водоносного пласта. Эти скважины на плане отмечаются особыми условными знаками.

5. В остальных скважинах, где не определяли ВНК на дату

167

6. В скважинах, отнесенных к категориям «в», «г», по описан­ ной выше методике (см. раздел 1, гл. IX) вычисляют скорости пе­ ремещения ВНК и определяют расчетное его положение в сква­ жине. Отметки контакта, полученные расчетным путем, записы­ вают по другую сторону от номера скважин с указанием категории их достоверности. Например, пишут в числителе дроби категорию достоверности, в знаменателе — расчетную отметку контакта.

7. Расчетные отметки ВНК сопоставляют с отметками нижнего предела интервала перфорации и с обводненностью скважин. При этом, если скважина дает безводную нефть, расчетная отметка дол­ жна быть ниже отметки нижнего предела перфорации. В против­ ном случае расчетную величину зачеркивают и записывают отметку нижнего предела перфорации со знаком больше (например, > —1485 м). Это означает, что соответствующая изолиния ВНК должна проводиться ниже этой отметки, т. е. ниже интервала пер­ форации. Если при значительном количестве воды, добываемой из скважины, контакт отмечен ниже нижнего предела перфорации, то расчетную отметку зачеркивают и записывают отметку нижнего предела перфорации со знаком меньше (например, < —1486 м). Для Бавлинского месторождения при содержании воды больше 20% ВНК проводится выше интервала перфорации, если содер­ жание воды меньше 20% — ниже этого интервала. Для каждого месторождения необходимо установить свою методику определения положения контакта способом, приведенным в разделе 2 гл. VII.

8. В скважинах категорий «в», «г», «д», «е», эксплуатирующих относительно однородный песчаный пласт, в которых установлено, что приток воды не обусловлен нарушением тампонажа колонны, положение ВНК следует определить гидродинамическими расче­ тами по формуле (53). 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 (53). Поэтому определение положения текущего ВНК по формуле (53) является приближен­ ным и применяется только в комплексе с другими методами.

Отметки контакта, полученные гидродинамическими расчетами, необходимо сравнить с его отметками, вычисленными по скоростям перемещения контакта. Если между этими данными нет большого расхождения, то для построения карты ВНК рекомендуется брать отметки, вычисленные по скорости перемещения контакта. Когда же эти определения намного различаются, необходимо установить причину расхождения или не принимать их в расчет при построе­ нии карты.

При составлении карты текущей поверхности ВНК для опре­ деления контуров нефтеносности как вспомогательный может быть рекомендован метод, основанный на применении карт изобар [49]. Сущность метода заключается в нахождении изгиба пьезометричес­ кой линии, построенной через скважины, расположенные по про­ филю в чисто нефтеносной и водоносной зонах пласта. Для одно­

168

пластовых месторождений с целью приближенной оценки отметки ВИК может быть рекомендована методика, изложенная в разделе 2 гл. VII использования зависимости 'содержания воды в добывае­ мой продукции от расстояния до нижнего отверстия перфорации.

После такой обработки первичных сведений составляется карта текущей поверхности ВНК тем же способом, что и карта его на­ чальной поверхности.

(величины окружностей пропорциональны объему закачанной воды).

Карта поверхности водонефтяного контакта пласта Ді Б Явлин­ ского месторождения приведена на рис. 59. Из рис. 59 следует, что отметки поверхности контакта изменяются в пределах 28 м. Наи­ более высокие отметки ВНК (—1468 и —1472 м) наблюдаются на востоке, западе и юге месторождения. Такая пестрота отметок по­ верхности контакта обусловлена особенностями его перемещения и различной скоростью подъема. На востоке, где нагнетаемая вода перемещается по всему интервалу заводнения, скв. 394 и 395 (схема расположения скважин приведена на рис. 51) практически полностью обводнены опресненной водой плотностью 1,05— 1,06 т/см3.

169

Отставание в подъеме ВНК на отдельных участках северного и западного крыла, отмеченное еще в начальный период разра­ ботки месторождения, наблюдается и на дату составления карты. Различие в отметках ВНК в отдельных скважинах по сравнению со скважинами, где происходит более интенсивный подъем ВНК, достигает 6—12 м, несмотря на то, что они расположены друг от друга на расстоянии 700—1000 м. Как показывает сопоставление карт начальной и текущей поверхностей контакта (см. рис. 58 и 59), его подъем на разных участках варьирует от нескольких мет­ ров до 28 м.

Положения внутреннего и внешнего контуров нефтеносности, особенно последнего, проводится приближенно. Обычно внутренний и внешний контуры нефтеносности определяются при совмещении карты поверхности ВНК со структурными картами по подошве и кровле пласта, как геометрическое место пересечения соответствую­ щих изогипс пласта с изолиниями контакта. Для такого графичес­ кого определения контуров нефтеносности число определений ВНК обычно вполне достаточно. Однако вследствие неравномерного подъема контакта и наклонного перемещения его в сторону свода принять эту методику для определения текущего внутреннего кон­ тура нефтеносности невозможно. Например, на рис. 59 в ряде сква­ жин ВНК установлен на абсолютной отметке —1462 м. Если по­ пытаться получить внутренний контур нефтеносности пересечением изогипсы подошвы пласта с воображаемой поверхностью контакта на отметке —1462 м, то внутренний контур следует провести, пере­ секая интервалы перфорации скважин внутренних рядов, дающих безводную нефть.

Таким образом, если пользоваться общепринятой методикой определения внутреннего контура нефтеносности совмещением кар­ ты поверхности ВНК со структурной картой, составленной по по­ дошве коллектора, то почти вся площадь залежи должна быть занята подошвенной водой. Однако на самом деле этого нет. По­ этому приходится применять метод переноса внутреннего контура условно за пределы только тех скважин, которые обводняются за счет поступления в них подошвенной воды. При такой методике погрешность определения внутреннего контура обусловливается плотностью сетки эксплуатационных скважин.

Если текущее положение внутреннего контура нефтеносности определяется более или менее объективно, то внешний контур про­ водится весьма ориентировочно. Редкая сетка скважин и малое число наблюдений, при наклоне ВНК от нагнетательных скважин к эксплуатационным, не позволяют установить истинное положение текущего внешнего контура нефтеносности.

Как следует из сопоставления карт, приведенных на рис. 58 и 59, с начала разработки внутренний контур нефтеносности продви­ нулся на различных участках по-разному. За время разработки размеры нефтяной залежи значительно сократились. За 10 лет раз­ работки месторождения подошвенная вода заняла 58,6% от началь­

н о

ной площади чисто нефтяной части залежи. Площадь же водонеф­ тяной зоны уменьшилась всего на 10,4%. Перемещение внутрен­ него контура нефтеносности происходит в основном параллельно первоначальному.

К А Р Т Ы З А В О Д Н Е Н Н О Й (В Ы Р А Б О Т А Н Н О Й ) М О Щ Н О С Т И П Л А С Т А

Для глубокого анализа процесса разработки месторождения и правильного регулирования перемещения ВНК большое значение имеет наличие достоверных сведений о характере выработки пла­ ста. Такие сведения можно получить по карте выработанной мощ­ ности пласта. Карту заводненной (выработанной) мощности можно составить, сопоставляя карту текущей поверхности ВНК, вычер­ ченную на кальке, с картой начального его положения и структур­ ной картой по подошве пласта. При этом разность отметок точек пересечения изолиний начальной и текущей поверхностей водонеф­ тяных контактов даст искомую величину заводненной (выработан­ ной) мощности пласта Іг3 между внутренним и внешним началь­ ными контурами нефтеносности, а разность отметок точек пересе­ чения изолиний подошвы коллекторов и текущей поверхности ВНК — величину заводненной (выработанной) мощности /гв между начальным и текущим внутренними контурами нефтеносности. После этого карта уточняется исключением из выработанной мощ­ ности непродуктивных глинистых прослоев, встречающихся в раз­ резах отдельных скважин. Достоверность карты выработанной мощ­ ности пласта, построенной таким способом, зависит в основном от степени точности карт поверхности ВНК.

Карта выработанной мощности пласта Ді Бавлинского место­ рождения, составленная на 1/VII 1960 года приведена на рис. 60. Из карты видно, что в процессе почти 10-летней промышленной разработки продуктивный пласт вырабатывался весьма неравно­ мерно. Нефтеносные песчаники пласта Ді в пределах внутреннего и внешнего контуров нефтеносности промыты подошвенной водой (а на отдельных участках закачиваемой водой) на расстояние от нескольких метров до 20 м и более. На некоторых участках залежи в результате неравномерного отбора нефти и закачки воды пласт выработан более интенсивно, чем в целом по месторождению. Вы­ деляются несколько участков, где пласт выработан более чем на 10 м. На юго-востоке месторождения имеется обширная зона, в которой выработанная мощность пласта изменяется в пределах 10—18 м. На востоке в отдельных участках пласт выработан до 20 м.

На карте наблюдается несколько необычных зон интенсивной выработки пласта между внешним и внутренним контурами нефте­ носности. Отличительная особенность выработки отдельных участ­ ков пласта заключается в том, что вокруг них нефтеносный пласт выработан значительно меньше. Подобная неравномерная

171