
книги из ГПНТБ / Султанов С.А. Контроль за заводнением нефтяных пластов
.pdfщади 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
|
|
Т а б л и ц а 7 |
Дата замера |
Метод исследования Глубина ВНК, м |
Подъем контакта, м |
11/ІХ 1956 года 20/ІХ 1956 года 23/ѴІ 1958 год а 28/V I 1958 год а 15/V I 1959 года
3/Х І 1959 года И Д И 1960 года 20/V I I I 1960 года 15/ХІ 1960 года 13/ХІІ 1960 года 6/1V 1961 года 11/ІХ 1961 года
15/1 1962 года 19/ІІІ 1962 года 25/V I I I 1962 года
Б Э З |
1768,2 |
|
|
|
Н Г М |
1768,2 |
|
— |
|
|
п |
1767,0 |
|
1,2 |
|
|
1767,0 |
|
1,2 |
|
|
1766,8 |
|
1 .4 |
Н Г М , |
н и м |
1766,6 |
1, 6; п ласт а обвод н ялся |
|
то |
ж е |
1766,6 |
1, 6; п ласт б обводнился |
|
|
|
1766,4 |
1, 8; то |
л,е |
|
|
1766,0 |
2 , 2; |
. |
|
|
1766,0 |
2 , 2; |
. |
|
|
1766,0 |
2 , 2; |
. |
|
|
1766,0 |
2 , 2; |
„ |
|
в |
1766,0 |
2 , 2; |
. |
|
|
1765,8 |
2 ,4 ; |
„ |
|
» |
1765 |
2 ,4 ; |
„ |
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.
13 Заказ 491 |
193 |
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.
Р и с. |
71. П р осл еж и ван и е |
заводнения пластов |
||||
в контрольной |
скв. |
1232. |
|
|
|
|
/ — нефтеносная |
часть |
пласта; |
2 — часть |
пласта, обвод |
||
ненная |
закачиваемой |
водой; |
3 — то |
же, |
подошвенной |
|
водой; |
4 — первоначально водоносная |
часть пласта. |
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
Ри с. 72. |
С х е м а заводнения пластов в |
районе |
конт |
|
рольной |
скв. 1232. |
|
|
|
1 — нефтеносная часть пласта; |
2 — часть |
пласта, |
обвод |
|
ненная при закачке; 3 — то же, |
подошвенной водой; 4 — |
|||
первоначально водоносная часть |
пласта; |
5 — известняки; |
||
6 —»интервал перфорации. |
|
|
|
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.
13* |
195 |
опереж аю щее заводнение средних
ПЛАСТОВ
Нежелательное опережающее заводнение средних пластов отно сительно верхних и нижних пластов происходит при соотношении проницаемостей £пр і<^пр2>^прз и мощностей /іі</г2>/г3 (рис. 73). Подобное заводнение пластов обнаружено почти на всех многопла стовых месторождениях платформенного типа. При этих условиях нормальная выработка нижнего пласта исключительно затруднена. Случаев опережающего обводнения средних пластов чрезвычайно много. Так, в 1962 году в скв. 1705 Миннибаевской площади Ро-
А |
t |
t |
t |
t |
t |
t |
t Б |
Р и с. 73. |
О п ер еж аю щ ее заводнени е |
средних |
|
пластов, |
а т а к ж е верхних |
и ниж них |
пластов |
относительно средни х. |
|
|
|
Условные обозначения те же, |
что и на рис. 69. |
машкинского месторождения при полном отсутствии движения ВНК по нижним пластам произошло полное обводнение пласта в. Та кой вид заводнения происходил на обширной площади юго-запад ного участка Миннибаево-Альметьевского нагнетательного ряда. Характерное опережающее обводнение отмечено также в некото рых скважинах Лениногорско-Южно-Ромашкинского нагнетатель ного ряда. Отдельные примеры опережающего заводнения по сред ним пластам показаны на рис. 67, 78 и др. Особенно характерные примеры такого-заводнения имеются на месторождениях Куйбы шевской области [63].
- і При благоприятном соотношении проницаемости и мощности ■пласта может произойти опережающее заводнение нижних и верхших пластов относительно среднего (см. рис. 73). Вследствие того, ■что пласт б со стороны нагнетательной скв. Б представлен худ шими коллекторами, здесь влияние закачки незначительное и за пасы нефти могут быть захоронены.
196
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
чиваемая |
вода, |
которая |
создает |
искусственный очаг заводнения |
в пласте |
б. |
Большое |
число |
случаев подобного заводнения |
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.
1 |
t |
t |
t |
t |
t |
t |
t |
I |
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
Р и с. 76. |
П р и м ер оттеснения нефти в |
ранее во д о |
||
носную |
часть |
п ласта скв. |
2803. |
|
I — песчаники |
нефтеносные; |
2 — песчаники |
водоносные; |
|
3— глины. |
|
|
|
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
Интервал глубин, м |
Обозначение |
ft, м |
Рп, Ом-м |
||
пласта, |
|||||
|
горизонта |
|
|
|
|
1736,8— 1738,8 |
а |
|
2,0 |
50 |
|
1741,0— 1751,0 |
О] + |
02 |
10,0 |
100 |
|
1753,6— 1755,4 |
в |
|
1,8 |
90— 100 |
|
1756,4— 1759,2 |
|
|
2,8 |
10— |
20 |
1759,2— 1760,4 |
г |
|
1 ,2 |
50 |
|
1761,2— 1762,4 |
д |
1 .2 |
50 |
|
|
1763,2— 1776,4 |
г + |
1 3 ,2 |
80— 50 |
||
1782,4— 1783,6 |
Д .І |
1 .2 |
— |
|
Характеристика пласта
Неф теносны е алевролиты
Неф теносны е песчаники То ж е
Части чно заводненны е
песчаники Не<][зтеносные песчаники Нес )теносные алевролиты Нес )теносные песчаники В одоносны е алевролиты
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.
Рис. |
77. |
П росл еж и ван и е |
процесса заводнения пластов |
по контрольной |
скв. |
3405 |
Ром аш ки нского |
м есторож дения. |
|
/ — нефтеносная часть пласта; 2 — часть пласта, насыщенная |
минерализованной |
|||
водой; 5 — часть пласта, насыщенная пресной водой. |
|
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