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

выработка пласта может привести к тому, что вблизи внешнего контура нефтеносности останутся значительные запасы нефти.

пахиты выработанной мощности пласта; 4 — скважины, соответственно, нагнетательные

и эксплуатационные.

К А Р Т Ы О С ТАТО Ч Н О Й н е ф т е н а с ы щ е н н о и

М О Щ Н О С Т И П Л А С Т А

Кровля продуктивного пласта занимает на площади залежи обычно различное гипсометрическое положение. Поэтому карты текущей поверхности ВНК и выработанной мощности пласта не дают еще полного представления об особенностях разработки ме­ сторождения, для того чтобы наметить обоснованные меры по ре­ гулированию процессов эксплуатации залежи.

Карта остаточной нефтенасыщенной мощности пласта позволяет выявить распределение остаточной нефти из-за неравномерных пе­ ремещения ВНК и выработки пласта. Она составляется для водо­ нефтяной зоны залежи между текущими внутренним и внешним контурами нефтеносности. Карты остаточной нефтенасыщенной мощности можно составить двумя почти равноценными способами.

Первый способ заключается в том, что величина остаточной

172

нефтенасыщенной мощности hocт определяется вычитанием из на­ чальной нефтенасыщенной мощности hE выработанной мощности /ів

Величины /ін и йв берутся соответственно из карт начальной нефтенасыщенной мощности и выработанной мощности пласта. Значения /і0ст записываются на рабочую карту (лучше всего на кальку) около номеров скважин; на карту также наносятся поло­ жения внешнего и внутреннего контуров нефтеносности.

Внешний контур будет использоваться при интерполяции как геометрическое место точек нулевой нефтенасыщенной мощности. На линию внутреннего контура наносятся точки, получаемые пере­ сечением изопахит с линией внутреннего контура при совмещении рабочей карты с картой начальной нефтенасыщенной мощности пласта. Рядом с точками записываются номера изопахит, которые также будут использоваться при интерполяции. После выполнения указанных операций общеизвестным способом составляется карта остаточной нефтенасыщенной мощности пласта.

Рассмотренный способ трудоемок и не учитывает полностью де­

тали строения кровли продуктивного пласта и поверхности теку­ щего внк.

Второй способ построения карты остаточной нефтенасыщенной мощности — графический и состоит из следующих операций. Карта текущей поверхности ВНК копируется на структурную карту по кровле коллекторов продуктивного пласта. Совмещенные таким образом карты являются вспомогательными. Все точки пересечений изолиний контакта с изогипсами кровли пласта отмечаются крес­ тиками. Около каждого крестика записывается цифра остаточной нефтенасыщенной мощности пласта Лост, получаемая как разность отметок LBHK изолиний ВНК и отметок LHp изогипс кровли пласта

На план наносится внутренний контур нефтеносности с указа­ нием точек пересечений изопахит начальной нефтенасыщенной мощности пласта. Как и в первом способе составления карты оста­ точной нефтенасыщеиной мощности, изогипсы, получаемые по вспо­ могательной карте, должны увязываться с точками, отмеченными на внутреннем контуре нефтеносности. План расположения сква­ жин, начерченный на кальке, накладывается на вспомогательную карту. Затем крестики с одинаковыми значениями Л0Ст соединя­ ются плавными линиями и получается карта распределения оста­ точной нефтенасыщенной мощности пласта.

Нулевая линия остаточной нефтенасыщенной мощности будет соответствовать внешнему контуру нефтеносности. Она иногда не совпадает с внешним контуром нефтеносности, изображенным ра­ нее. В этих случаях необходимо выяснить причины расхождения и устранить их. Карта уточняется исключением непроницаемых

173

прослоев из разрезов скважин, встречающихся в интервале нефтенасыщеиной части пласта.

Карта остаточной нефтенасыщенной мощности пласта Ді Бавлинского нефтяного месторождения приведена на рис. 61. В ре­ зультате неравномерной выработки пласта величина остаточной нефтенасыщенной мощности в пределах контуров нефтеносности

пахиты остаточной нефтенасыщенной мощности пласта; 4 — зоны нулевой нефтенасы­

щенной мощности пласта.

колеблется до 16 м (вблизи внутреннего контура). На нескольких участках на фоне малой мощности (2—3 м) имеются нефтенасыщен­ ные зоны мощностью до 6—10 м. Такие островки повышенной неф­ тенасыщенной мощности образовались из-за неравномерной выра­ ботки пласта вследствие его неоднородности, а также из-за нерав­ номерного отбора нефти и закачки воды на отдельных участках залежи.

Комплексный анализ характера движения ВНК и контуров неф­ теносности по рассмотренным выше картам позволит осуществить ряд мероприятий по регулированию процесса разработки пласта Ді (перераспределение объемов закачки, частичный перенос фронта нагнетания, бурение дополнительных эксплуатационных скважин

174

на «островках» повышенной нефтенасыщенной мощности пласта и т. п.). Большой практический интерес представляют карты рас­ пределения скоростей движения ВНК. Однако из-за ограниченности сведений о скоростях такие карты в настоящее время не состав­ ляются.

С О С Т А В Л Е Н И Е К А Р Т О Т Н О Ш Е Н И Я С У М М А Р Н О Г О (Н А К О П Л Е Н Н О Г О ) О Т Б О Р А

Н Е Ф Т И К П Е Р В О Н А Ч А Л Ь Н О М У З А П А С У П О С К В А Ж И Н А М В И Х У С Л О В Н О Й З О Н Е Д Р Е Н А Ж А

Сведения о вытеснении нефти водой в скважины центральных рядов и другие ценные данные для анализа процесса разработки можно получить путем составления карт отношения суммарного отбора нефти к первоначальному запасу по скважинам в их услов­ ной зоне дренажа. Впервые такая карта была составлена для скважин пласта Ді Бавлинского нефтяного 'месторождения.

Площадь разработки пласта Ді была разделена на условные зоны дренажа скважин, исходя из положения, что зона дренажа каждой скважины равна половинному расстоянию между сосед­ ними скважинами. Затем для каждой площади условного дренажа скважины были подсчитаны первоначальные геологические запасы нефти ^зап объемным методом. Рассчитана суммарная накоплен­ ная добыча нефти для каждой эксплуатационной скважины 2^Ä06Отношение суммарной добычи нефти скважины 2^Д0б к первона­ чальному запасу нефти q3lm в условной зоне дренажа и будет да­ вать сравнительную характеристику величин дренажа скважин. Если отношение 2^ДОб/2^Эап какой-либо скважины больше отноше­ ния общего сумарного отбора из пласта к промышленному запасу пласта в целом, то данная скважина дает нефть и за счет запасов соседних скважин. Отношения 2^ДОб/2(7зап по скважинам пласта Ді Бавлинского нефтяного месторождения весьма различны.

Изучение величин отношения суммарных отборов нефти к на­ чальным балансовым запасам свидетельствует об активном вытес­ нении нефти из водонефтяной зоны к эксплуатируемым рядам Бавлинского месторождения. При получении из пласта Ді 82,8% извлекаемых запасов нефти для скважин нефтяной зоны величина отношений колеблется в пределах 20—291,5%, причем по 53 сква­ жинам свыше 60%, а по 40 скважинам суммарный отбор превы­ шает начальные балансовые запасы. По скважинам водонефтяной зоны отношение отбора к запасам составляет менее 47%.

Добыча нефти, приходящаяся на одну скважину в нефтяной зоне, равна 301 200 т, в водонефтяной — 127 000 т. Таким образом, на Бавлинском месторождении, где водонефтяная зона не разбурена сплошной сеткой эксплуатационных скважин, нефть эффективно вытесняется в центральные скважины.

175

К А Р Т Ы Р А С П Р Е Д Е Л Е Н И Я В П Л А С Т Е Р А З Л И Ч Н Ы Х Ф И З И К О -Х И М И Ч Е С К И Х П А Р А М Е Т Р О В Н Е Ф Т И И В О Д Ы

Для изучения процессов заводнения нефтяных пластов, главным образом для установления направления и скорости движения жид­ кости, необходимо составлять различные 'Карты изменения физико­ химических параметров нефти и воды. Очевидно, что не могут быть рекомендованы общие для всех месторождений карты. Следует учитывать специфические свойства нефти и воды для каждого ме­ сторождения (за исключением карты изокол по методу /<сп (см. раздел 4 гл. VII), которые можно составлять для большинства месторождений.

В настоящее время успешно применяются гидрохимические кар­ ты (изменения минерализации пластовой воды, содержания иона SO", равной плотности воды или нефти, обводненности скважин

пластовой или закачиваемой водой и др.). При наличии достовер­ ных сведений о тех или иных параметрах нефти и воды указанные карты строятся общепринятыми способами.

4. МЕТОДИКА ОЦЕНКИ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ НА ЗАВОДНЕННЫХ УЧАСТКАХ ЗАЛЕЖИ

Основными показателями, определяющими состояние разра­ ботки нефтяной залежи, являются изменения степени нефтенасыщения и величины коэффициента нефтеотдачи коллектора в процессе эксплуатации. Как известно, рациональная разработка нефтяных месторождений заключается в обеспечении плановой добычи при наименьших затратах с максимальным коэффициентом извлече­ ния нефти из недр.

В конечном итоге эффективность разработки нефтяных место­ рождений определяется величиной коэффициента нефтеотдачи пла­ стов. Для крупных месторождений платформенного типа повыше­ ние нефтеотдачи даже на 1—2% имеет большое народнохозяйствен­ ное значение, так как оно равносильно открытию новых нефтяных площадей. Повышение конечного коэффициента нефтеотдачи может быть обеспечено только при условии постоянного изучения изме­ нения нефтеводонасыщения коллекторов и текущего коэффициента нефтеотдачи в пластовых условиях в процессе разработки залежи. Исследование вопросов нефтеотдачи — одна из наиболее важных и сложных задач при разработке нефтяных месторождений. При­ меняемые в настоящее время методы (лабораторные исследования по керну, различные гидродинамические методы, методы электро­ метрии) не отвечают в полной мере рациональной разработке неф­ тяных месторождений.

В зависимости от задач, решаемых на отдельных стадиях экс­ плуатации залежи, а также специфических условий ее разработки

176

применяют различные методы определения коэффициента нефтеот­ дачи. Не анализируя все известные способы оценки этого пара­ метра, охарактеризуем лишь балансовый метод определения теку­ щего коэффициента нефтеотдачи для заводненных участков место­ рождения. Этот метод был предложен В. Р. Лисуновым, когда стало возможным прослеживание за перемещением ВНК и конту­ ров нефтеносности методами ядерной геофйзики и определение поверхности текущего контакта. Первая карта поверхности ВНК была построена для пласта Ді Бавлинского месторождения

С.А. Султановым и В. Р. Лисуновым [158].

Вбалансовом методе текущий коэффициент нефтеотдачи рас­ сматривается как отношение суммарной добычи нефти QH05 к пер­ воначальным запасам нефти Qзап заводненной части исследуемой залежи

Начальные запасы заводненной части залежи Q3ап определяют как разность между начальными запасами нефти фиач, заключен­ ными в пределах объема пласта, и запасами нефти Q 0 C T , содержа­ щимися на дату исследования в объеме пласта между текущей по­ верхностью ВНК и кровлей пласта

Начальные запасы заводненной части залежи Q3an можно рас­ считать объемным способом непосредственно по карте заводненной мощности пласта. Достоверность оценки текущего коэффициента балансовым методом зависит от достоверности карт начальной и текущей поверхности ВНК. Суммарная добыча QR 0 6 определяется довольно точно. Погрешность построения карты начальной поверх­ ности водонефтяного контакта зависит от полноты используемых сведений (главным образом данных бокового электрического зон­ дирования) и их достоверности.

Карты поверхности начального ВНК составляются по данным промыслово-геофизических исследований, главным образом метода электрометрии, полученным в годы разведки и начальный период разработки месторождения. Естественно, что за этот период из пласта отбирается определенный объем жидкости за счет упругих сил пласта, воды и нефти, т. е. без существенного подъема поверх­ ности ВНК.

Если карты начальной поверхности ВНК строят сравнительно точно, то карты текущей поверхности составляют весьма прибли­ женно из-за отсутствия массовых определений контакта методами радиометрии на одну дату. Поэтому текущий коэффициент нефте­ отдачи балансовым методом оценивается также приближенно. Из­ ложенная методика оценки коэффициента нефтеотдачи применяется

внастоящее время довольно широко.

Вусловиях разработки нефтяных месторождений с поддержа­

нием пластового давления путем законтурного и внутриконтурного

Г пава X особенности заводнения

НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ

ВПРОЦЕССЕ ИХ РАЗРАБОТКИ

СПРИМЕНЕНИЕМ

ЗАКОНТУРНОГО

. И ВНУТРИКОНТУРНОГО ЗАВОДНЕНИЙ

Знать особенности перемещения водонефтяного контакта необ­ ходимо не только для регулирования процесса вытеснения нефти водой, закачиваемой в нагнетательные скважины, но и для правиль­ ной интерпретации всех материалов, по которым изучается пере­ мещение ВНК. Геолого-промысловый анализ процесса обводнения скважин на основании данных бокового электрического зондирова­ ния по контрольным и вновь пробуренным скважинам и результа-

\ к * t t t t

тательные н эксплуатационные скважины; К — контроль­

ные скважины.

там радиометрического исследования скважин устанавливает весьма своеобразные перемещения контакта и контуров нефтенос­ ности [139].

Как известно, вытеснение нефти водой в однородном пласте происходит за счет вертикального и горизонтального движений контакта нефть—вода. Поэтому в литературе часто употребляют два термина: подъем водонефтяного контакта и перемещение кон­ туров нефтеносности. Говоря о подъеме ВНК, обычно понимают

вертикальные перемещения контакта нефть—вода по всей водо­ носной части залежи. При этом предполагают, что перемещение внутреннего контура нефтеносности к своду структуры происходит по подошве пласта по мере подъема контакта (рис. 62). Неравно­ мерное продвижение контуров нефтеносности и контакта обычно связывают со сложным строением подошвы пласта и неоднород­ ностью коллекторских свойств пород, слагающих пласт.

Анализ фактического материала месторождений платформен­ ного типа Татарии, Башкирии, Куйбышевской области и других по­ казывает, что во многих случаях вообще нельзя говорить о подъ­ еме ВНК, так как перемещение воды в зависимости от строения пласта, взаимного расположения нагнетательных и эксплуатацион­ ных скважин, темпов отбора и закачки жидкости происходит весь­ ма многообразно [139]. Рассмотрим наиболее характерные особен­ ности заводнения коллекторов в условиях однопластовой и много­ пластовой нефтяных залежей.

1. О С О Б Е Н Н О С Т И З А В О Д Н Е Н И Я

О Д Н О П Л А С Т О В О Й З А Л Е Ж И

Разберем различные случаи заводнения однопластовой залежи. Рассмотрим опережающее движение внутреннего контура нефте­ носности.

В условиях законтурного заводнения в пологозалегающих пла­ стах платформенных месторождений чаще всего происходит опе­ режающее движение внутреннего контура нефтеносности, т. е. плас­ товая вода под воздействием закачиваемой воды продвигается по подошвенной части пласта. Опережающее движение пластовой воды по подошвенной части пластов-коллекторов бывает и в тех случаях, когда вода закачивается в разрезе нагнетательной сква­ жины как в нефтеносную, так и в водоносную части. Особенно интенсивно опережающее движение внутреннего контура нефтенос­ ности ло подошве пластов происходит, если вязкость нефти нам­ ного превосходит вязкость пластовой и закачиваемой воды. В этих условиях начальная водонефтяная зона в процессе разработки расширяется, что приводит к очень длительному обводнению боль­ шого числа скважин и осложняет процесс их эксплуатации. В таких случаях лучше осуществлять закачку воды только в нефтенасыщен­ ную часть пласта.

Во многих случаях вода перемещается по всей мощности пла­ ста, вскрытой нагнетательной скважиной (рис. 63). Обычно такая форма перемещения закачиваемой воды наблюдается вблизи наг­ нетательных скважин внутриконтурного заводнения, когда вода закачивается в нефтеносный пласт в очень больших объемах — до 1000 м3/сут и более. Затем вдали от нагнетательной скважины в зависимости от литологического строения продуктивного пласта фронт закачиваемой воды может принимать любую форму. Име­ ются примеры, когда закачиваемая вода перемещается по всей мощности пласта на расстоянии до 600—700 м. Такое перемещение

180

фронта воды обычно наблюдается в пологозалегающих пластах, представленных относительно однородными песчаниками.

Известно, что нефтенасыщенные пласты состоят из отдельных, хорошо- и плохопроницаемых тонких горизонтальных прослоев по­ род. Эти прослои, обычно незаметные на стандартных диаграммах, электрометрии и радиометрии, легко обнаруживаются при визуаль­ ном осмотре керна и на диаграммах микрометодов исследования скважин. Перемещение воды от нагнетательных скважин по всему интервалу заводнения обусловливается именно таким строением пласта. Поэтому, когда нагнетательная скважина находится близко' от эксплуатационных, нельзя применять термин «подъем водонеф­ тяного контакта», так как вода движется по всей мощности пласта,, а не по подошве, вытесняя нефть снизу вверх, как обычно счита­ ется. Такой характер движения воды обнаруживается в эксплуата­ ционных скважинах по очень быстрому их обводнению (от несколь­ ких суток до 1,5—2 мес) и по данным бурения оценочных скважин

Р и с. 63. П р од ви ж ен и е закачиваем ой в пласт воды по всем у и нтервалу заводнени я.

Условные обозначения те же. что и на рис. 62.

между нагнетательной и эксплуатационной скважинами в непо­ средственной близости от последней. Как правило, в этих случаях: оценочные скважины показывают полную обводненность пласта.. Пример продвижения закачиваемой воды по всей мощности пласта в районе нагнетательной скв. 4 пласта Ді Бавлинского нефтяногоместорождения был рассмотрен выше (см. рис. 51—54). Суточная закачка воды по скв. 4 доходила до 2000 м3/сут. По эксплуатацион­ ным скважинам также производился большой отбор. Пласт здесьпредставлен хорошопроницаемыми (до 1 Д и более) песчаниками..

Известны примеры, когда фронт воды, передвигающийся по всей мощности пласта, весьма эффективно вытесняет нефть в первона­ чально водоносные участки залежи, расположенные между внеш­ ним и внутренним контурами нефтеносности, даже ниже началь­ ного положения ВИК [140].

При перемещении контуров нефтеносности происходит значи­ тельное искривление начальной, обычно более или менее горизон­ тальной поверхности ВНК (см. рис. 64). Такое искривление наблю­

18D.