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

щади необходимо поддерживать давление на линии нагнетания по пачке г + д на 15 кгс/см2 выше, закачивая почти в 2 раза больший объем воды. Примерно аналогичная картина наблюдается по ряду других площадей Ромашкинского месторождения.

Таким образом, наиболее рационально регулировать процессы разработки по пластам согласно принципу опережающей выра­ ботки их запасов снизу вверх. Для улучшения процессов заводне­ ния и обеспечения опережающей выработки пластов «снизу вверх» необходимо совершенствовать системы разработки месторождения путем повышения давления нагнетания по отдельным пластам, внедрять совместно-раздельную закачку воды и отбора нефти, бу­ рить дополнительные эксплуатационные и промежуточные нагне­ тательные скважины, создавать новую систему заводнения путем дополнительного «разрезания» и в основном очагового и площад­ ного заводнений.

О П Е Р Е Ж А Ю Щ Е Е З А В О Д Н Е Н И Е П Л А С Т О В « С В Е Р Х У В Н И З »

Если мощность и проницаемость k' t—k'up3 пластов-коллекто­

ров понижается сверху вниз (см. рис. 69), то при прочих равных условиях (главным образом перепад давления между линией наг­ нетания воды и зоной отбора жидкости) происходит опережающее заводнение вышележащих пластов относительно нижележащих (закачка воды осуществляется через скважину Б). Такой порядок интенсивности заводнения пластов чрезвычайно нежелателен. Вследствие опережающего заводнения пласта а достаточно полная выработка нижележащих пластов б я в весьма затруднена, так как в настоящее время методы надежной селективной изоляции плас­ тов еще не разработаны.

Опережающее заводнение верхних пластов относительно ниж­ них обнаружено на многих месторождениях Урало-Поволжья. Та­ кой характер заводнения пластов горизонта Ді был отмечен на различных стадиях разработки площадей Ромашкинского месторождения. Рассмотрим пример опережающего заводнения по верхнему пласту а в районе скв. 39, 40, 1231 и 3306 Абдрахмановской площади. Скв. 1231 расположена в северо-восточной части Абдрахмановской площади. Начальный ВНК установлен в 1956 году на глубине 1768,2 м. В последующие годы движение контакта мето­ дами радиометрии прослеживалось 14 раз (табл. 7).

За период 1956—1962 годы ВНК в пласте г поднялся на 2,4 м (см. табл. 7). Подъем контакта происходит из локально понижен­ ного участка пласта д, представленного водоносными коллекторами. Закачиваемая вода по пласту г из нагнетательной скважины еще не подошла. Самым интересным в показаниях НГМ и ННМ, начиная с 3/ХІ 1959 года, является то, что здесь обводнился пресной водой пласт а в интервале 1737,6—1743,8 м (рис. 70). Это подтвердилось

192

исследованиями, выполненными методами наведенной активности. Точка на глубине 174-1,2 м по НА отмечается как водоносная. Ни-

Р и с. 70. П р осл еж и ван и е заводнения пластов в контрольной скв. 1231.

1 — нефтеносные пласты; 2 — заводненные части пласта; 3 — первоначально водоносная часть

пласта.

жележащие пласты бі, 6z, в и большая часть пласта г (см. рис. 70) еще остаются нефтеносными.

Рассмотрим еще один пример. Контрольная скв. 1232 была про­ бурена в 1956 году. Начальный ВНК определен на глубине 1689,2м (—1487,5 м). Движение закачиваемой воды методами, радиометрии прослеживали 11 раз. В августе 1961 года по данным НГМ, ННМ и НА было установлено обводнение пластов а и б минерализован­ ной водой. Это подтвердилось также последующими исследовани­ ями (рис. 71). В августе 1963 года обнаружилось опреснение про­ двигающейся воды, что еще не отмечалось по диаграммам от 9/Х 1962 года. В декабре 1963 года опреснение воды, проходящей че­ рез скв. 1232, подтвердилось. Начальный контакт, отбиваемый в пласте д, остается неподвижным. Как видно из .рис. 72, непод­ вижность контакта объясняется отсутствием закачки в пласт д по нагнетательной скв. 2015, а в нагнетательной скв. 918 пласт д отсутствует.

Обводнение пластов а и б2 происходит от скв. 918 со скоростью 182 м/год. Если учесть время прохождения осолоненной воды по скв. 1232, то вал осолоненной воды занимает около 260 м. В 1963 году произошло обводнение пласта а в эксплуатационной окв. 3306, расположенной в дополнительном ряду. По пласту бг закачиваемая вода к этому времени еще не подошла (см. рис. 72).

Примеров опережающего заводнения верхних пластов относи­ тельно нижних горизонта Ді Ромашкинского месторождения очень много. На участке Чупаево-Миннибаевского нагнетательного ряда внутренний контур по пласту г опережает внутренний контур пла­ ста д, а на отдельных участках идет опережающее заводнение пласта в относительно пласта г. Аналогичное заводнение пластов

194

происходило в отдельных местах северо-западного участка Аль- метьевско-Миннибаевского нагнетательного ряда. По всему коль­ цевому нагнетательному ряду Миннибаевской площади происхо­ дило опережающее заводнение по пласту г относительно пласта д. На Восточно-Сулеевско-Абдрахмановском нагнетательном ряду за­ воднение также шло по пластам «сверху вниз».

По центральному Павловскому нагнетательному ряду закачка воды осуществляется в основном в верхние пласты. Вследствие небольшого расстояния между скважинами (250 м), значительного

20/5

объема закачки воды и отбора жидкости, обводнение скважин, эксплуатирующихся на нефть, происходит очень быстро. Скорость движения закачиваемой воды изменяется в пределах 500— 1500 м/год. Пресной водой обводнились главным образом верхние пласты а, бі + 6 2 . На Павловской площади осуществлялось опе­ режающее заводнение по пласту а, так же по Абдрахманово-Пав- лов’скому нагнетательному ряду. На многих участках ЗеленогорскоПавловского нагнетательного ряда также происходило опережаю­ щее заводнение пласта а относительно 6 1 + 6 2 . На очень многих участках Восточно-Сулеевской площади опережающее заводнение осуществлялось по самому верхнему пласту а. На Лениногорском месторождении Оренбургской обл. также была отмечена опе­ режающая выработка верхних пластов [101], вследствие разли­ чия коллекторских свойств верхней и нижней продуктивных пачек.

ОЧАГОВОЕ ЗАВОДНЕНИЕ НЕФТЯНЫХ

ЗАЛЕЖЕЙ ПУТЕМ ПЕРЕТОКА

ЖИДКОСТИ ИЗ ОДНОГО ПЛАСТА В ДРУГОЙ

Перетоки жидкости из одного пласта в другой происходят в связи с наличием гидродинамической связи между нефтяными залежами. На наличие такой связи может указывать ряд призна­ ков, например общая отметка водонефтяного контакта, близкие свойства нефтей и растворенного газа, отсутствие газовой шапки в нижележащей залежи и др. Прямым признаком гидродинамичес­ кой связи между залежами является литологическое слияние плас­ тов-коллекторов, обнаруживаемое по данным промысловой геофи­ зики. В этих случаях создание различного перепада давления Ар между пластами приводит к перетоку жидкости из одного пласта в другой. В зависимости от соотношения давления перетоки жидко­ сти могут происходить из нижних пластов в верхние, или наоборот. Межпластовые перетоки жидкости осложняют контроль за разра­ боткой залежей.

Не всегда можно уверенно установить достаточно достоверные признаки, подтверждающие взаимосвязь между нефтяными зале­ жами. Имеется ряд методов, позволяющих при определенных усло­ виях выяснить наличие или отсутствие перетоков. Прежде всего, это метод контроля за изменением пластового давления в залежах и баланса отбора жидкости. Второй способ — контроль за переме­ щением жидкости из одного пласта в другой методом фотоколорометрии (при различных свойствах нефтей в залежах), или промыс­ лово-геофизическими методами (появление в чисто нефтяной части залежи воды или, наоборот, появление нефти в водоносной части одного из пластов). В работе [60] для выявления межпластовых перетоков нефти на Красноярском месторождении Оренбургской обл. успешно попользован метод распознавания образов, основан­ ный на гипотезе Э. М. Бравермана о компактности образов. Пере­ токи жидкости из одного пласта в другой можно обнаружить с по­ мощью глубинных дистанционных дебитомеров [14].

Схематический пример создания естественного очагового завод­ нения в пласте б показан на рис. 74. Как видно из рис. 74, в нагне­ тательных скв. Л и £ пласт б, имеющий литологическую связь с водонефтяным пластом в, сложен маломощными коллекторами. Влияние закачки здесь слабое и отбор но нагнетательным скважи­ нам приводит к образованию значительной депрессии давления. В пласт в закачивается большой объем жидкости и, поскольку он содержит подошвенную воду, отбор жидкости незначительный. Дав­ ление в пласте повышается. Все это приводит к созданию значи­ тельного перепада давления между пластами в и б и к перетоку жидкости из пласта в в пласт б. В начальный период разработки из пласта в в пласт б перетекает нефть, а затем пластовая и зака­

197

установлено на Туймазинском, Ромашкинском, Шпаковском и дру­ гих месторождениях. Если очаг такого заводнения регулируемый, то он играет положительную роль.

Классический пример перетока жидкости из одного пласта в дру­ гой был установлен в 50-е годы на Туймазинском месторождении по зонам литологического слияния пластов Ді и Дп за счет разно­ сти пластового давления между ними. По данным [103], из пласта Дп в пласт Ді перетекло более 10 млн. т жидкости. Переток жид­ кости прекратился с 1964 года в результате освоения внутриконтурного заводнения и повышения давления в пласте.

Ри с. 74. О ч аговое заводнени е во времени путем перетока ж идкости .

Условные обозначения те же. что и на рнс. 69.

Вначале, когда стали обнаруживать перетоки жидкости из од­ ного пласта в другой, это считалось резко отрицательным явлением. Однако впоследствии научились управлять процессами перетока и эффективно учитывать их. Например, на Леляковском месторож­ дении Украины [124] исследованиями установлен переток жидкости из среднего пласта Пз в верхний Пі+г в местах слияния пластов и в скважинах как при работе, так и после остановки скважины, эксплуатирующей два пласта. Причем объем внутрискважинных перетоков в остановленной скважине достигнет П —12 м3/сут. Это месторождение в настоящее время разрабатывается с учетом пере­ тока жидкости. Поддержание пластового давления в пласте Пі+2 осуществляется в основном за счет перетока пластовой воды из пласта Пз (после форсированной опережающей выработки пласта

Пз).

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

Вытеснение нефти из пласта закачиваемой водой в водоносные части залежи преимущественно проявляется в условиях внутрикон­

198

турного заводнения. Встречаются следующие виды вытеснения: 1) нефть из вышележащего пласта вытесняется в нижележащий водоносный пласт; 2) нефть из пласта вытесняется за пределы внешнего контура нефтеносности. Перетоки нефти из нефтеносного пласта в водоносный происходят по зонам литологического слия­ ния (рис. 75), вследствие образования в них резкого перепада дав­ ления, если объем закачанной воды по нагнетательным скважи­ нам существенно превышает отбор жидкости по эксплуатационным скважинам.

Вытеснение нефти в законтурную водоносную область происхо­ дит в тех случаях, когда внутриконтурное заводнение не сочетается

t t t t t t t s

Ри с. 75. П ереток нефти в водоносны й пласт.

Условные обозначения те же, что и на рис. 69.

с законтурным заводнением. Во многих случаях с целью экономии бурения нагнетательных скважин в месторождениях, разрабаты­ ваемых внутриконтурным заводнением, отток жидкости в законтур­ ную область предотвращается отбором жидкости по эксплуатацион­ ным скважинам, размещенным на краевых участках залежи. Это в целом удается осуществлять. Однако иногда наблюдается вытес­ нение нефти в водоносную часть залежи [58, 86, 162 и др.].

Установитьзамещение пластовой воды нефтью нейтронными методами — задача весьма сложная, так как уменьшение хлоросодержания жидкости в пласте может быть связано с заменой ми­ нерализованной пластовой воды как нефтью, так и закачиваемой пресной водой. Чтобы обнаружить перемещение нефти в первона­ чально водоносную часть залежи из-за нерациональной закачки воды в нагнетательные скважины, может быть использован про­ цесс осолонения или опреснения цементного камня против пласта [72]. Если в пласте соленая вода замещена нефтью, то цемент про­ тив такого пласта остается осолоненным. Когда же соленая вода замещена пресной, то цементный камень через некоторое время

199

(от нескольких месяцев до двух лет) опресняется. Поэтому времен­ ные исследования осолонения (опреснения) цемента комплексом ИНЫМ и ИНГМ или ИНГМ, ННМ и НГМ могут различать 'случаи продвижения нефти и пресной воды.

Таким способом было выявлено продвижение нефти в районе скв. 2803 и 4521 Ромашкинского месторождения, в которых после перфорации ранее водоносных интервалов был получен приток нефти. Скв. 2803 расположена на Северо-Азнакаевской площади Ро­ машкинского месторождения. Начальное положение ВПК по дан­ ным электрометрии и радиометрии определялось на глубине

1698,8 м (рис. 76). Пласт в интервале 1713,6—1723,2 м был водо­ носен. Исследования ИНГМ, выполненные в 1968 году, показали, что верхний водоносный пласт вследствие оттока стал полностью нефтеносным. Этот пласт был вскрыт перфорацией в интервале 1694,4—1702 м и скв. 2803 эксплуатировалась с дебитом 60 т/сут с 10—15% пластовой воды. Примерно аналогичная картина наблю­ дается по скв. 1908 Южно-Ромашкинской площади.

Из-за разнообразия послойной и зональной неоднородности пла­ стов-коллекторов по мощности, проницаемости, нефтеводонасыщен­ ности и других параметров даже в пределах небольших участков многопластовой залежи может происходить сочетание многих видов заводнений. Рассмотрим несколько примеров.

Интересная особенность движения закачиваемой воды и различ­ ной интенсивности выработки пластов во времени наблюдаются по контрольной скв. 3405, пробуренной на юго-востоке Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения на расстоянии 750 м от нагнетательных скв. 1088 и 1089. По боковому электричес­

200

кому зондированию горизонты Ді и Ди характеризуются следую­ щими данными (табл.8).

Т а б л и ц а 8

Пласт в в интервале глубин 1756,4—1759,2 м характеризовался более низким удельным сопротивлением по сравнению с другими интервалами. Это объяснялось началом заводнения пласта.

В скв. 3405 за период 1959—1963 год нейтронным гамма-мето­ дом и нейтрон-нейтронным методом выполнены 18 замеров (табл. 9). Часть диаграмм иллюстрируются на рис. 77.

В скв. 3405 ‘начала обводняться в первую очередь средняя часть пласта в. Примерно за полтора года он обводнился полностью.

201