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

пересечения поверхности ВНК кровлей продуктивного коллектора по линии ada на плане. Точки а' и d' на профиле соответствуют точкам пересечения линий контакта и поверхности кровли коллек­ тора. Аналогично внутренний контур нефтеносности обусловлива­ ется пересечением поверхности водонефтяного контакта с подошвой продуктивного коллектора по линии beb на плане. На профиле точки Ь' и с' соответствуют точкам пересечения линий контакта и поверхности подошвы пласта. Таким образом, внутренний и внешний контуры нефтеносности отделены поверхностями кровли и подошвы практически непроницаемых, обычно глинистых пла­ стов. Площадь пласта, ограниченная внутренним контуром нефте-

носкости, полностью нефтеносна. Между внутренним и внешним контурами нефтеносности выделяется водонефтяная зона, непра­ вильно называемая некоторыми исследователями «водоплавающей» частью залежи. Размеры водонефтяной зоны зависят от величины залежи и угла падения продуктивного пласта. Значительная часть платформенных месторождений с небольшими углами падения структуры характеризуется наличием большой водонефтяной пло­ щади, иногда превышающей чисто нефтеносную часть залежи.

На Ромашкинском нефтяном месторождении около 7 з части де­ вонской залежи нефти подстилается подошвенной водой. Начальная нефтеносная площадь пласта Ді Бавлинского нефтяного месторож­ дения более чем на 62% имеет подошвенную воду. Если залежь подстилается полностью подошвенной водой, как, например, залежи пласта ІѴ-б Мухановского месторождения Куйбышевской обл. и пласта Дгѵ Бавлинского месторождения, то на плане может быть проведен только внешний контур нефтеносности.

20

С начала возникновения электрические методы изучения геоло­ гического разреза скважин (метод кажущегося удельного электри­ ческого сопротивления. рк и потенциалов Um собственной поляри­ зации) стали использовать не только для расчленения и корреля­ ции разрезов скважин, но и для выявления нефтеносных и водоносных пород, резко отличающихся по удельным электриче­ ским сопротивлениям.

Усовершенствование методики интерпретации и техники иссле­ дования позволили с помощью электрических методов определять положение ВНК, количественно оценивать степень нефтеводонасыщения коллекторов, а также их пористость, проницаемость, глини­ стость и т. п. Электрические методы исследования, используемые в начальный период их развития как средство геологической раз­ ведки полезных ископаемых, стали широко применяться для конт­ роля за разработкой нефтяных месторождений. Это способствовало повышению эффективности использования скважин и обеспечило проведение рациональных методов разработки с использованием контроля за перемещением водонефтяного контакта и контуров нефтеносности.

1. Ф И З И Ч Е С К И Е О С Н О В Ы М Е Т О Д А

Расчленение нефтеносных и водоносных пластов по данным электрометрии скважин основано на различии их электрических сопротивлений. Скелет породы за редким исключением, когда в его •состав входят проводящие минералы (сульфиды, некоторые из •окислов, графит и др.) и нефть, имеют очень высокие сопротивле­ ния. Однако практически нефтеносные породы обладают относи­ тельно небольшими сопротивлениями. Это объясняется наличием связанной (реликтовой) или свободной (гравитационной) воды, присутствующей в нефтенасыщенном коллекторе и имеющей в связи с достаточно высокой минерализацией низкое электрическое сопро­ тивление. Содержание связанной воды, удерживаемой на поверх­ ности частиц в виде тонких пленок силами молекулярного притяже-

22

.ния, зависит от удельной поверхности твердых частиц. Величина последней, как известно, возрастает с увеличением дисперсности породы. Вследствие этого мелкозернистые песчаники содержат связанную воду в больших количествах, чем крупнозернистые. Степень водонасыщенности и удельное электрическое сопротивле­ ние нефтеносного коллектора зависят от его дисперсности. Удель­ ные сопротивления нефтеносных пород изменяются от единиц до 1000 Ом • м и более.

Удельные сопротивления рнп нефтенасыщенных пластов наибо­ лее детально изученных месторождении Волго-Уральской нефте­ носной провинции приведены в табл. 2. Они определены по данным бокового электрического зондирования (БЭЗ) в скважинах, нахо­ дящихся в пределах внутреннего контура нефтеносности.

Удельные сопротивления водонасыщенных коллекторов нахо­ дятся в прямой зависимости от количества пластовой воды, запол­ няющей поровое пространство и степени ее минерализации. Коли­ чество воды, содержащейся в породе, зависит от объема порового пространства (коэффициента пористости), а степень минерализа­ ции пластовых вод — от количества солей, находящихся в раство­ ренном состоянии. Молекулы солей в пластовых водах обычно пол­ ностью диссоциированы. Из положительных ионов в пластовых водах больше всего содержится Na', затем К', Mg", Са", из отри­ цательных— С1' и в меньших количествах SO", НСО".

Зависимость удельных сопротивлений пластовых вод от степени их минерализации, химического состава и температуры пласта подробно рассмотрены в работах [36, 35, 64]. Подвижности ионов, присутствующих в пластовых и буровых водах, незначительно от­ личаются друг от друга. Влияние химического состава насыщаю­ щих вод на удельные сопротивления горных пород относительно' невелико [35]. Кроме того, в водах нефтяных и газовых месторож­ дений преобладает хлористый натрий. Он составляет 70—95% от общего количества солей, присутствующих в пластовых водах [64]. Поэтому удельные сопротивления пластовых вод определяются в основном количеством растворенного в них хлористого натрия.

23.

зарегистрированных стандартными зондами большого размера — потенциал-зондом В7,54А,0,75М и последовательными градиентзондами М4А0.5В, М7,5А0,75В,— водонефтяной контакт выделяется резким снижением рк против водоносной части пласти (при отсут­ ствии искажений, созданных глубоким проникновением в пласт фильтрата бурового раствора, или при наличии экранирования).

Пример выделения ВНК при отсутствии заметной переходной зоны показан на рис. 28. В скв. 1209 Ромашкинского месторожде­ ния в нижнем пласте горизонта Ді начальный водонефтяной кон­ такт отбивается очень четко. Диаграмма НГМ-45 здесь также по­ казывает отсутствие переходной зоны. Часто на диаграммах рк вследствие постепенного изменения нефтеводонасыщенности чет­ кого ВНК не наблюдается. В этом случае границу нефть—вода по диаграммам рк можно определить на основе анализа изменения удельного сопротивления в области переходной зоны.

Изучение удельного сопротивления в переходной зоне имеет важное значение для определения характера изменения нефтенасы­ щенности, а также для точной отбивки водонефтяного контакта. Этому-вопросу до последних лет уделялось недостаточно внимания. Впервые способ определения приближенного значения удельного сопротивления пласта в переходной зоне был предложен Н. К. Кухаренко [74]. Однако этот способ давал удовлетворительные ре­ зультаты лишь для частных случаев переходной зоны и не нашел широкого применения в практике. Более полное обоснование спо­

зоны на сеточной модели установлено, что кажущиеся удельные сопротивления переходной зоны зависят от типа и размеров зонда, диаметра скважины, мощности и удельного сопротивления полно­ стью водонасыщенной и нефтенасыщенной частей пласта, а также от параметров зоны проникновения.

Исследование кривых зависимости водонасыщения от капилляр­ ного давления и материалов электрометрии по месторождениям западной Башкирии показали, что распределение удельного сопро­ тивления в переходной зоне происходит по линейному закону и определяется по методике Н. Н'. Сохранова [130] следующим об­ разом.

I. Отбиваются границы переходной зоны, кровля и подошва пласта. Кровля и подошва пласта находятся по общепринятой ме­ тодике интерпретации диаграмм электрометрии скважин. Границы переходной зоны определяются по диаграммам бокового электри­ ческого градиент-зондирования и стандартного потенциал-зонда

сучетом соотношения мощностей нефтенасыщенной части пласта hH

ипереходной зоны Ап. 3. При этом рассматриваются следующие случаи.

1.Кровля пласта находится много выше переходной зоны, т. е. /гн—V оо. По диаграммам последовательных градиент-зондов ниж­ няя граница переходной зоны определяется по началу резкого

26

подъема кривой рк, а верхняя — по максимуму кривой 1 рк. По диаг­ раммам обращенных градиент-зондов нижняя граница переход­ ной зоны устанавливается по минимуму кривой, или проводится ниже начала резкого подъема кривой на расстоянии, равном длине зонда, верхняя — ниже места выполаживания кривой на рас­ стоянии, равном длине зонда. При записи диаграмм рк потенциалзондом нижняя граница переходной зоны проводится на расстоя­ нии 1,2L ниже точки перегиба кривой рк, а верхняя граница — ниже места полного выполаживания кривой рк на расстоянии, рав­ ном 1,5L (L — размер зонда).

2.Кровля пласта большого сопротивления расположена близко

кверхней границе переходной зоны. По диаграммам потенциал-

зонда при hn<2>AM и последовательного градиент-зонда при /ги< < 2 АО определить верхнюю границу невозможно. Диаграммы обра­ щенного градиент-зонда при Ііп<АО сходны с формой кривой рк для однородного пласта большого сопротивления, поэтому устано­ вить границы переходной зоны затруднительно.

3. Общая мощность полностью нефтеносной части пласта и пе­ реходной зоны меньше длины зонда [(hn+hn.з) <Ь]. В этом слу­ чае определить границы переходной зоны по диаграммам электро­ метрии невозможно.

Границы переходной зоны (кровлю) можно определить и по способу, предложенному В. Н. Дахиовым, сопоставляя фактичес­ кую кривую КС, записанную потенциал-зондом, близким к идеаль­ ному, возможно большего размера, но не превышающего */з мощно­ сти пласта, с теоретической симметричной кривой для отношений, близких к рассмотренному случаю [35].

Лабораторные исследования керна, отобранного из водонефтя­ ной части залежи, показали, что установить границы переходной зоны и степень ее нефтенасыщеиности по данным керна невоз­ можно.

II. Намечаются участки кривых КС, свободные от влияния гра­ ниц переходной зоны и кровли пласта. Пример выделения интер­ валов, пригодных для обработки БЭЗ, приведен на рис. 7 для по­ следовательного градиент-зонда на расстоянии А 0/2 от границ пе­ реходной зоны, для обращенного градиент-зонда— 1,5 АО от ниж­ ней границы зоны и для потенциал-зонда — AM от нижней границы зоны (сплошные стрелки). Пунктирными стрелками указаны гра­ ницы влияния кровли пласта. Они находятся для последовательного градиент-зонда на расстоянии 1,8 ЛО (но обязательно ниже точки максимума рк), для обращенного градиент-зонда— 1,5 АО и для потенциал-зонда — 2 AM от кровли пласта.

III. На намеченных интервалах кривых (см. рис. 7) выбирается ряд точек, для них отсчитываются кажущиеся удельные сопротив­ ления и строятся кривые БЭЗ.1

27

IV. Полученные кривые БЭЗ сравниваются: для градиент-зон дов с соответствующими кривыми БК.3-1 для двухслойной среды с неограниченной мощностью пласта, для потенциал-зондов с кри­ выми палеток БЭЗ-ПЗ (С), предложенными Н. Н. Сохрановым (рис. 8, 9). При пользовании кривыми палеток БЗЗ-ПЗ (С) бе­ рутся значения градиента сопротивления С. Величина С определя­ ется одним из следующих способов.

1. По данным обработки результатов измерений потенциалзондом.

Р и с. 7. Кривы е к аж ущ егося сопротивления для переходной зоны пласта,

2. По кажущемуся удельному сопротивлению, измеренному по­ следовательным градиент-зондом с /Ю = 8 й?с, по формуле

rfc(P/+i-Pi)

(3)

КбРр (*,+, -* ,)

или по кажущемуся удельному сопротивлению, измеренному та­ ким же градиент-зондом, но размером A 0 = l6dc по формуле

Здесь de — диаметр скважины; р/ и рі+1 •—удельные сопротивления переходной зоны в точках Zj и Zi+i; рр— удельное сопротивление бурового раствора.

3. По результатам определения удельного сопротивления рип полностью нефтенасыщенной части и рВп водоносной части коллек­ тора по формуле

28

После того, как будут определены удельное сопротивление и его градиент С, величина последнего сравнивается с выбранным значением С для интерпретации. Если разница между ними ве­ лика, то повторно интерпретируют и находят С по более точным значениям удельного сопротивления.

V. Величины удельного сопротивления переходной зоны, опре­ деленные по потенциал- и градиент-зондам, сопоставляются между собой и со значением удельного сопротивления рІШполностью нефтенасыщенной части (рис. 10). На основании сравнения выбира­ ются средние значения удельного сопротивления переходной зоны. По полученным данным строятся кривые изменения удельного со­ противления переходной зоны.

VI. Если закон изменения удельного сопротивления переходной зоны с глубиной отличается от линейного, необходимо исключить из рассмотрения точки, расположенные на расстояниях до (0,5—1) АО ниже и 0,25 АО выше для последовательных градиент-зон­ дов и до (0,5—1) AM для потенциал-зондов от точки резкого изме­ нения удельного сопротивления. Пример определения удельного сопротивления переходной зоны показан на рис. 7, 10..

Путем полштервального испытания переходной зоны на приток жидкости необходимо установить для каждого месторождения удельные сопротивления, при которых пласт отдает нефть, воду и нефть с водой. Предельное минимальное удельное сопротивление (критическое сопротивление рПкр), при котором пласт отдает чи­ стую нефть, определяет положение условной поверхности ВНК. Это удельное сопротивление в дальнейшем считается соответствующим водонефтяному контакту для других скважин исследуемого место­ рождения. Необходимо учитывать, что критическое сопротивление зависит не только от величины нефтеводонасыщения коллектора, но и от структуры его порового пространства, главным образом от коэффициента пористости ku.

Пределы изменения критического сопротивления могут быть установлены испытанием переходной зоны пластов, представленных в различных скважинах коллекторами разной пористости, или по номограммам типа Рп= /(&н> &п) ПРИ испытании пластов с извест­ ным коэффициентом пористости kn■Номограмма для определения нефтенасыщенности kH песчано-глинистых коллекторов Туймазин-

номограммам может быть определен следующим образом. Допу­ стим, что при опробовании переходной зоны коллектора с коэффи­ циентом пористости йп=19% установлено, что критическое сопро­ тивление ркр= 5 Ом ■м. По номограмме определяем коэффициент нефтенасыщения &н = 62%. Если пористость коллекторов рассмат­ риваемого месторождения изменяется в пределах 14—26%, то при

30