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

Разработка основ метода ИНЫМ вплоть до первого успешного опробования в 1959 году в нефтяных скважинах проводилась Г. Н. Флеровым, Ф. А. Алексеевым, Б. Т. Ерозолимским, Ю. С. Шимелевичем, А. С. Школьниковым и др. В период 1959—1963 годов при активном участии геофизических трестов было осуществлено широкое опробование метода ИНЫМ в различных нефтяных райо­ нах страны. Это позволило установить основные зависимости по­ казаний метода от характера насыщения пласта, оценить различ­ ные помехи, связанные с влиянием скважины, пород и т. п. Были разработаны основы методики проведения метода ИНЫМ и вопросы интерпретации результатов измерений. За рубежом, в частности в США, работы по импульсным методам начались лишь с 1963— 1964 годов [98].

Другие исследователи с целью прослеживания перемещения нагнетаемой в пласты воды стали применять радиоактивные изо­ топы. В СССР опытно-промышленное применение радиоактивных индикаторов для изучения движения жидкости в нефтяном пласте было проведено в 1956—1957 годах на Октябрьском нефтяном ме­ сторождении Чеч.-Инг. АССР (В. Н. Сойфер, Я- Б. Финкельштейн и др.). Сущность метода заключается в закачке в нагнетательную скважину меченого раствора (в частности изотопа водорода — трития) и регистрации в эксплуатационных скважинах изменения радиоактивности выходящего из пласта жидкости. Значительный вклад в разработку метода внес Э. В. Соколовский.

Исследование свойств нефти в пластовых условиях привело

к созданию в 1960 году И. Ф. Глумовым и А. Ф. Гильманшиным

вТатарском научно-исследовательском институте фотоколорнметрического метода прослеживания перемещения жидкости в пласте. В качестве естественного индикатора нефти используется коэффи­

циент светопоглощения (Кси)■ Этот параметр весьма чувствителен к изменениям содержания в нефти красящих веществ, представлен­ ных смолами и асфальтенами. Например, в пределах месторожде­ ний Тат. АССР Ксп добываемой нефти изменяется в 3—5 раз (200—1000 ед.), причем нефти на отдельных участках залежи или пластов в начале их разработки имеют характерные значения Ксп- Изучая в процессе разработки залежи изменение Ксп добываемой жидкости по скважинам, можно судить о перемещении жидкости в ту или иную сторону. Значительный вклад в создание оптических методов контроля за разработкой нефтяных месторождений внесли

В.В. Девликамов, И. Л. Мархасин и Г. А. Бабалян.

С1960 года фотоколориметрический метод стал применяться для контроля разработки Красноярского, Султангуловского и дру­

гих нефтяных месторождений Оренбургской обл., с 1961 года — в Башкирии, с 1962 года — в Пермской обл., с 1963—1964 годов — в Западной Украине, на Северном Кавказе и т. п. Сравнительная простота и высокая скорость фотоколориметрического метода представляют неоспоримые преимущества при контроле за процес­ сом заводнения нефтяных пластов.

10

I. П О Н Я Т И Е О В О Д О Н Е Ф Т Я Н О М К О Н Т А К Т Е

Изучению природы водонефтяного контакта посвящены работы отечественных и зарубежных специалистов [73, 94, 179]. Согласно этим исследованиям, понятие о водонефтяном контакте как гра­ ничной плоскости между нефтью и водой является условным. В нефтяных залежах, подстилаемых водой, имеется зона посте­ пенного перехода от нефти к воде (переходная зона), возникающая под действием различных факторов — капиллярных сил, различия плотностей нефти и воды и т. п. В зависимости от свойств коллек­ тора размеры переходной зоны могут меняться от сантиметров до нескольких метров.

В переходной зоне, особенно в условиях платформенных место­ рождений с обширными водонефтяными площадями, сосредото­ чены значительные запасы нефти. Поэтому для правильного под-, счета запасов нефти, проектирования и разработки нефтяных ме­ сторождений необходимо иметь четкое представление о характере переходной зоны. Точное установление положения водонефтяного контакта имеет важное значение для определения как начальных, так и текущих запасов нефти месторождений. Например, для сред­ них размеров нефтяных залежей Башкирии и Татарии ошибка в отбивке водонефтяного контакта на 1 м искажает величину из­ влекаемых запасов до 1 млн. т, а для крупных месторождений — на несколько десятков миллионов тонн.

Переходная зона от нефти к воде образуется в процессах как формирования залежи, так и ее эксплуатации при вытеснении не­ фти водой. Действие капиллярных сил в поле силы тяжести в пе­ риод формирования нефтяной залежи в условиях различной сма­ чиваемости, минерального состава и литологической характерис­ тики пород приводит к образованию переходной зоны в области контакта нефти с водой. Как показывают многочисленные экспе­ риментальные исследования и теоретические расчеты, соотношение насыщенности коллектора нефтью и водой по разрезу продуктив­ ного пласта изменяется. Верхняя часть нефтяного пласта содержит минимальное количество связанной воды. Эта вода при существую­

12

щих в практике перепадах давления неподвижна и находится в пленочном состоянии с толщиной пленки в сотые и тысячные доли микрона [73]. Наличие такой воды (называемой иногда по­ гребенной, остаточной, или реликтовой) в нефтеносных пластах

от единиц до 70% объема пор. В большей части коллекторов объем связанной воды составляет 20—30% объема пор. Многочисленными исследованиями, выполненными в СССР и за рубежом, установ­

ka= \ — (az)

где а — постоянно и имеет размерность Lrx.

Пример выделения переходной зоны приведен на рис. 2. Нали-. чие переходной зоны отмечается постепенным изменением кажуще­ гося и истинного удельных сопротивлений и эффекта наведенной активности ßci по хлору и ßMn по марганцу от водонасыщенной

13

к нефтенасыщенной части пласта. При испытании коллекторов, представленных переходной характеристикой, обычно в скважину поступает нефть с водой. Отмечены отдельные случаи, когда из этой зоны была получена чистая нефть. Имеются примеры поинтервального опробования переходной зоны водонефтяного контакта испытателями пласта типа КИИ с двойной пакеровкой [108]. В продуктивном горизонте Аі Советского нефтяного месторождения (Западная Сибирь) в зависимости от степени литологической неоднородности горизонта, условий формирования залежи и проницаемости коллекторов по данным поинтервального опро­ бования было установлено, что мощность переходной зоны

Р и с. 2. Вы деление переходной зоны и определение водонеф тяного контакта по данны м электрометрии и радиометрии скваж и н .

Н — нефтеносная часть пласта; /73— переходная зона; В — водоносная часть пласта.

изменяется в пределах от нуля до 5—6 м. По результатам этих работ, поскольку в переходной зоне горизонта Аі получали всегда нефть с водой, эффективную нефтенасыщенную мощность предла­ гают считать с кровли переходной зоны [108].

В однородных крупнозернистых коллекторах переходная зона в начальный период разработки обычно отсутствует. В этих слу­ чаях водонефтяной контакт характеризуется на диаграммах элек­ трометрии четким и резким спадом кривой кажущегося удельного сопротивления (как это, например, показано на рис. 28). При от­ сутствии переходной зоны на образцах керна также отмечается четкая граница между нефтью и водой [81]. В плохо отсортиро­ ванных песчаниках неоднородного состава мощность переходной зоны достигает 5—б м и более [94, 136, 149].

В условиях многих месторождений обнаруживается корреляци­ онная зависимость мощности переходной зоны от проницаемости коллектора. С увеличением проницаемости мощность переходной зоны уменьшается (рис. 3). Особенно четко зависимость величины переходной зоны от проницаемости проявляется при статисти­ ческом обобщении большого фактического материала. Например,

14

в табл. 1 приведены данные по трем группам крупнейших место­ рождений Башкирии [100].

По отдельным месторождениям установлена также корреляци­ онная зависимость между мощностями переходной зоны и нефтена­ сыщенной части коллекторов [100, 145].

Вследствие неоднородности коллекторов по пористости и прони­ цаемости в пределах одной и той же залежи, в переходной зоне

исследователи—Д. Амикс, Д. Басс и Р. Уайтинг — отмечают, что более правильно принимать за водо­

нефтяной контакт поверхность, на которой капиллярное давление равно нулю. Такой поверхностью будет свободная поверхность воды, т. е. нижняя граница переходной зоны.

Таблица 1

М. А. Жданов [51] при практических расчетах рекомендует про­ водить водонефтяной контакт условно по подошве переходной зоны. В. Л. Комаров [65] советует принимать при расчетах за водонеф­ тяной контакт не уровень нулевой фазовдй проницаемости для воды, а уровень нулевой фазовой проницаемости для нефти, что примерно соответствует нижней границе переходной зоны.

Лучше всего водонефтяной контакт устанавливать по удельному

этой зоны во многих случаях практически невозможно, особенно

15

контакта следует проводить на 1,0—1,5 м выше подошвы переход­ ной воны.

Б. М. Орлинский [97] выделяет пласты с переходной зоной во­ донефтяного контакта, не содержащие предельно водонасыщенной части. Такие пласты нередко расположены в чисто нефтяной части залежи на расстоянии 1—2 км от внутреннего контура нефтенос­ ности. Переходная зона, не содержащая предельно водонасыщен­ ной части, образуется в процессе формирования залежи при сте­ нании первоначального избыточного количества погребенной воды [97]. Обнаруживается такая переходная зона по данным электро­ метрии следующим образом. Если пласт полностью нефтенасыщен, то максимум кажущегося удельного сопротивления (КС) последо­ вательных градиент-зондов совпадает с подошвой пласта. Если в подошвенной части пласта содержится переходная зона без водо­ нефтяного контакта, то максимум КС смещается вверх относи­ тельно подошвы пласта. К подошве коллектора удельное сопротив­ ление снижается, но не для водонасыщенных коллекторов. Сниже­ ние удельного сопротивления к подошве пласта обусловливается снижением нефтенасыщенности. Кровля переходной зоны таких пластов определяется обычным способом — по максимуму КС по­ следовательных градиент-зондов. Удельное сопротивление этой точки ^принимается равным удельному сопротивлению вышележа­ щей нефтенасыщенной части пласта.

В таких случаях возникает задача, можно ли здесь выделить водонефтяной контакт, или весь пласт, включая эту зону, следует рассматривать как нефтеносный. Для решения ее по изменению КС графически в интервале переходной зоны проводится прямая, которую необходимо продолжить до пересечения со значением КС, соответствующим водонасыщенному пласту. Полученная точка пе­ ресечения лежит ниже пласта-коллектора. Ее условно принимают за подошву переходной зоны и вычисляют положение границы, которой соответствует удельное сопротивление, равное критичес­ кому (Рпкр). Если полученная граница по глубине лежит ниже подошвы коллектора, то весь пласт является нефтеносным, если же в пределах коллектора, то эта граница соответствует водонеф­ тяному контакту.

Наличие пластов с переходной зоной, не содержащих предельно водонасыщенной части, доказано практикой эксплуатации скважин, вскрывших такие пласты. Они, как правило, дают нефть с водой с первых же дней эксплуатации. Об образовании подобных пере­ ходных зон было указано ранее на Бавлинском месторождении [143].

Материалы промыслово-геофизических исследований скважин, пробуренных на участках залежи, где наблюдается перемещение водонефтяного контакта, указывают на увеличение мощности пере­ ходной зоны в процессе разработки пласта. Это подтверждается экспериментальными исследованиями по вытеснению нефти водой на моделях пласта, выполненными В. П. Оноприенко [94].

16

На рис. 4 показано типичное распределение водонасыщения при вытеснении нефти водой из образца однородного песчаника. Из рис. 4 видно, что водонасыщенне в направлении вытеснения

вымыванием інефти. Участок

кривой в интервале водонасыщения, изменяющегося от £Вф до kBU, имеет большой уклон кривой kB = f(x) по сравнению с первым учас­ тком и соответствует переходной зоне. Действие капиллярных сил в поле силы тяжести обусловливает наличие в пластах погребен­ ной воды и начальной переходной зоны. Гидродинамическое поле

давления препятствует установлению четкой границы между водой и нефтью, вызывая образование переходной зоны в процессе экс­ плуатации пласта независимо от того, была она или нет в началь­ ный момент. Пример увеличения мощности переходной зоны по скв. 443 Бавлинского нефтяного месторождения приводится на рис. 5. В этой скважине переходная зона, образовавшаяся в про-

2 Заказ 491 Г о с . г.-. ччая ” 1 1 7

научно-тьхн:. 'век*.с

б и б п и о т е ;а С ' up

ЭКЗЕМПЛЯР !

цессе эксплуатации, фиксируется характерной зазубренностью кри­ вой рк малых градиентов-зондов с одновременным понижением кажущегося сопротивления. Начальное положение ВНК четко отмечалось на абсолютной отметке —1486,4 м по скважинам, пробу­ ренным до начала разработки данного участка залежи (например, по скв. 414). Положение водонефтяного контакта через 6 лет под­ нялось до —1481,2 м. В заводнемной зоне по данным бокового электрического зондирования содержится около 40% нефти.

Начальный водонефтяной контакт в пределах одной и той же залежи не всегда горизонтален. Характер контакта определяется размером и положением области питания, распределением прони­ цаемости и динамикой движения пластовых вод. Так, начальная поверхность водонефтяного контакта по горизонту девона Соколовогорского нефтяного месторождения (Саратовская обл.) имеет наклон с западного крутого крыла к восточному, более пологому крылу структуры. Абсолютные отметки начальной поверхности во­ донефтяного контакта изменяются в пределах — (1950—1953) м. Разность этих отметок составляет 3 м. Начальные отметки водо­ нефтяного контакта пласта Ді Бавлинского нефтяного месторож­ дения изменяются в пределах 5—6 м (см. рис. 58).

Аналогичная картина наблюдается и на других месторождениях платформенного типа. Например, на Шкаповском нефтяном место­ рождении абсолютные отметки начального ВНК на расстоянии около 20 км различаются из-за наклона поверхности на 5 м. Плос­ кость начального ВНК пласта В2 Зольненского месторождения также не горизонтальна, ее высотные отметки изменяются от 1015 м на южном крыле до 1022 м на северном. На Туймазинском нефтя­ ном месторождении разность абсолютных отметок начального ВНК на северо-западном крыле относительно юго-восточного крыла со­ ставляет до 5—6 м и более. На Ромашкинском нефтяном месторож­ дении также отмечается наклон начальной поверхности ВНК с се­ вер-северо-запада на юг-юго-восток с разностью высотных отметок 5—6 м.

Наклон поверхности водонефтяного контакта объясняется сме­ щением нефтяных залежей под влиянием движения пластовых вод. В работе В. П. Савченко [118] указывается, что при перепаде на­ пора вод 0,1 кгс/см2 смещение залежи нефти в направлении дви­ жения вод может превышать 2 м. Величину смещения подошвы

где р\—р2 — падение пьезометрического напора; уВ) уи— удельные веса воды и нефти в пластовых условиях.

Зная величину падения пьезометрического напора на 1 км, ув и Ун, можно рассчитать смещение Яп залежи. Вычисления, выпол­ ненные для месторождений Татарии, показали, что расчетные ве­

18

личины смещения Яи залежи близки к фактическим, полученным но промыслово-геологическим и геофизическим данным.

Интересную гипотезу о том, что наклонная поверхность водо­ нефтяного контакта обусловливается продолжающимся формирова­ нием залежи, выдвинул К. Б. Аширов.

Кроме общего наклона поверхности ВНК наблюдаются местные повышения и понижения контакта. Различными исследователями установлено, что чем меньше проницаемость пласта, тем выше на­ чальная поверхность водонефтяного контакта, что объясняется ха­ рактером действия капиллярных сил. Ю. П. Гаттенбергер [29]

врезультате анализа положения водонефтяного контакта по Шкаповскому нефтяному месторождению выяснил, что в среднем при изменении проницаемости на 10 мД происходит подъем ВНК не менее чем на 0,1 м.

Многие исследователи отмечают наличие битуминизации в зоне водонефтяного контакта месторождений Волго-Уральской области. Еще И. М. Губкин писал об утяжелении нефти в приконтурной части залежей. На Ромашкинском месторождении установлены многочисленные факты увеличения количества смолисто-асфальте- новых веществ вблизи ВНК. Это объясняется [46] тем, что на гра­ нице с водой происходит утяжеление нефти вплоть до гидронизации в результате окисления углеводородов за счет содержащихся

вводе сульфатов и избирательного растворения легких составляю­ щих нефти в пластовой воде [119].

Вработах [11, 119] доказывается, что битуминизация является характерной чертой ВНК. Исходя из этого положения, высказы­ валось мнение, что битуминозные участки являются следами бы­ лого нефтенасыщения. Это подтверждается данными по Ромашкинскому месторождению. Так, на различных участках подошва би­

туминозных песчаников расположена на одном уровне — (1505,7 м), а на некоторых площадях среди аргиллитов встреча­ ются изолированные линзы песчаников, в которых местный водо­ нефтяной контакт лежит на том же уровне. Вероятно, на уровне около 1507 м находится древний ВНК (современный контакт отме­ чается на отметках —1483—1491 м). Все это позволяет в опреде­ ленных случаях судить относительно переформирования месторож­ дений. Возможно, что битуминозные песчаники ниже водонефтя­ ного контакта являются реликтами древней залежи, а локальная битуминизация коллекторов в ряде скважин по всему продуктив­ ному разрезу вызвана оседанием смолисто-асфальтеновых веществ на стенках пор при разгазироваиии нефти в процессе ее вертикаль­ ной миграции по трещинам.

2. П О Н Я Т И Е О К О Н Т У Р А Х Н Е Ф Т Е Н О С Н О С Т И И В О Д О Н Е Ф Т Я Н О Й З О Н Ы З А Л Е Ж Е Й

Принято выделять внутренний и внешний контуры нефтеносно­ сти, положение которых на плане и на профиле изображено на рис. 6. Внешний контур нефтеносности образуется в результате