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

стн водонефтяного контакта. Для увеличения безводного периода эксплуатации скважин, когда между нефтеносными и водоносными частями пласта отсутствуют малопроницаемые разности пород (на­ пример, практически непроницаемые глинистые слои, экранирую­ щие движение подошвенной воды по вертикали), обычно вскры­ вают пласты перфорацией колонны выше ВНК на 2 —3 м и более.

Использование данных электрометрии для контроля за пере­ мещением водонефтяного контакта и контуров нефтеносности осно­ вано на том, что по мере продвижения подошвенной воды, вытес­ няющей нефть из продуктивного пласта, удельные сопротивления пород резко понижаются. Перемещение ВНК устанавливается во вновь пробуренных эксплуатационных скважинах на определенной стадии эксплуатации залежи, когда начинается продвижение кон­ туров нефтеносности.

Перемещение ВНК часто удается обнаружить по вновь пробу­ ренным скважинам на разрабатываемых участках залежи. Напри­ мер, скв. 301 Туймазинского нефтяного месторождения была про­ бурена в начальной стадии разработки. Она вскрыла однородный, полностью нефтенасыщенный пласт Ди мощностью 18 м и всту­ пила в эксплуатацию с дебитом 198 т/сут. Скв. 301 обводнилась полностью через два года после появления в ней воды. На первый взгляд казалось маловероятным, чтобы в такой короткий срок пласт мощностью 18 м мог обводниться вследствие естественного

что кровля пласта Ди здесь залегает выше, чем в скв. 301 на 3,5 м, пласт оказался полностью водоносным. Скв. 300, находящаяся на расстоянии около 500 м восточнее скв. 301, вышла из бурения в то же время, что и скв. 183; пласт Дп здесь оказался также полно­ стью обводненным. Удельные сопротивления пласта Ди в скв. 183 и 300 равны соответственно 1,4 и 0,75 Ом>м. Профиль через скв. 183, 301 и 300 приведен на рис. 49.

Иногда по вновь пробуренным скважинам удается установить как начальное, так и текущее положение ВНК (см. рис. 5)..

О Ц Е Н К А К О Э Ф Ф И Ц И Е Н Т А Н Е Ф Т Е О Т Д А Ч И В З А В О Д Н Е Н Н О Й Ч А С Т И П Л А С Т А

Определение нефтеотдачи пласта является одной из наиболее трудных задач. Несмотря на то, что вопросам изучения нефтеот­ дачи пласта как в СССР, так и за рубежом посвящено много теоретических и экспериментальных исследований, до сих пор не име­ ется удовлетворительных методов оценки коэффициента нефтеот­ дачи. Коэффициент нефтеотдачи можно оценить по величине оста­ точной нефтенасыщенности, определяемой методом бокового элек­ трического зондирования по скважинам, пробуренным за текущим внешним контуром нефтеносности. Коэффициент нефтеотдачи мо­ жно определить по разности между коэффициентами начальной и

41

остаточной нефтенасыщенностн пласта следующим образом:

Начальную нефтенасыщенность можно определить по скважи­ нам, пробуренным ранее в исследуемой зоне до прохождения через них контура нефтеносности. Начальную и остаточную нефтенасы­ щенность можно выяснить и непосредственно в исследуемых сква­ жинах, если нефтенасыщенная и промытая части коллекторов имеют достаточную мощность для уверенной оценки, так как мас­ штаб диаграмм нельзя укрупнить из-за невозможности дальней­ шего увеличения силы питающего тока. Отсчет рк в этом случае производится неточно, если сопротивление пласта составляет деся­ тые доли Ом-метра. Неточность увеличивается также за счет индук­ ционных наводок, которые при большом питающем токе могут до­ стигать значений, соизмеримых с регистрируемой величиной.

Для более точного определения удельного сопротивления пла­ стов с остаточным нефтенасыщением необходимо использовать большие потенциал-зонды (В20А2,5М), которые при одинаковом размере с градиент-зондом имеют вдвое большую глубину исследо­ вания и позволяют регистрировать диаграммы рк в обводненных пластах в крупном масштабе (0,5 Ом-м/см).

При изучении остаточного нефтенасыщения методом бокового электрического зондирования по специальным оценочным скважи­ нам рассматриваемый пласт в зависимости от коллекторских свойств и характера продвижения внешнего контура нефтеносности должен быть разбит на отдельные участки. На каждом участке должно быть пробурено хотя бы по одной скважине, данные кото­ рой будут характеризовать остаточное нефтенасыщение рассмат­ риваемого участка. Величина последнего в зависимости от интен­ сивности и характера продвижения водонефтяного контакта, а так­ же коллекторских свойств пласта на участке может оказаться весьма различной.

Оценочные скважины должны быть пробурены лишь на тех участках, где коллектор полностью обводнен в процессе продви­ жения водонефтяного контакта. Большую помощь в определении ВНК нефтеотдачи пласта может дать детальный анализ материа­ лов бокового электрического зондирования по всему фонду про­ буренных скважин, выполненных на различных стадиях разработки пласта.

Определение коэффициента остаточной нефтенасыщенностн по частично обводненным скважинам дает представление о степени вымывания нефти водой в первоначальный период продвижения водонефтяного контакта. Та же операция по оценочным скважинам, вскрывшим полностью обводненные пласты, указывает величину

42

Методы электрометрии неприменимы в обсаженных эксплуата­ ционных скважинах. В настоящее время для прослеживания пере­ мещения водонефтяного контакта широко используются радиоак­ тивные методы. Применение радиометрии с целью расчленения неф­ теносных и водоносных пород в эксплуатационных скважинах, обсаженных колонной, открыло большие возможности для систе­ матического контроля процессов разработки при законтурном и внутриконтурном заводнении нефтяных месторождении.

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

Физическая сущность разделения горных пород по литологи­ ческим свойствам методами радиометрии основана на естествен­ ной радиоактивности и нейтронных свойствах горных пород и до­ статочно полно изложена в работе [114]. Разделение пород по их нефтеводонасыщенности методами радиометрии и, в частности, оп­ ределение водонефтяного контакта основано на нейтронных свой­ ствах элементов, содержащихся в этих жидкостях.

Непосредственное определение положения водонефтяного кон­ такта в эксплуатационных скважинах представляет весьма слож­ ную задачу, так как нефть и вода мало различаются между собой по радиоактивным свойствам. В нефти и пресной воде главную роль в распределении тепловых нейтронов и интенсивности радиа­ ционного гамма-излучения, возникающего при радиационном за­ хвате нейтронов ядрами элементов, играет водород. Количество во­ дорода в нефти лишь на 3% больше, чем в воде [114]. Такое незна­ чительное увеличение содержания водорода в нефти не может дать достаточного эффекта в изменении интенсивности /,п радиа­ ционного гамма-излучения против водоносных и нефтеносных пла­ стов. Нефть и вода сильно различаются по содержанию кислорода и углеводорода. Однако эти элементы обладают настолько малым сечением радиационного захвата (соответственно 0,2-ІО-3 и 0,45 X

44

X ІО-3 б), что такое различие практически ,не оказывает влияния на интенсивность измеряемого радиационного гамма-излучения. По­ этому радиометрические методы расчленения нефтеносных и водо­ носных пород основаны на различии нейтронных свойств элементов, входящих в состав солей, растворенных в пластовой воде. К таким элементам относятся хлор и натрий.

В пластовых водах Волго-Уральской нефтеносной провинции содержится до 2 0 0 г/л и более преимущественно хлористых солей. Сечение захвата <т3 тепловых нейтронов хлором в 100 раз и более превосходит сечение захвата ядрами других элементов, входящих в состав пород и насыщающих их жидкостей [например, о3 (С1) = = 33 и ст3 (Н )=0,3 б]. Захват нейтрона хлором за счет каскадных переходов сопровождается излучением до трех гамма-квантов и бо­

2,23 МэВ. Поэтому водоносные пласты, содержащие хлориды, в от­ личие от нефтеносных пластов характеризуются на диаграммах ра­ диометрии скважин повышенной интенсивностью радиационного гамма-излучения, присутствием в его спектре жесткой составляю­ щей и уменьшением плотности тепловых нейтронов.

Приближенные теоретические расчеты интенсивности радиаци­ онного гамма-излучения в водоносном и нефтеносном пластах показывают [114], что в водоносном пласте интенсивность гаммаизлучения, созданного при радиационном захвате нейтронов ядрами хлора, составляет 85% от общей интенсивности гамма-лучей за­ хвата. В нефтеносном же песчанике половина регистрируемого гамма-излучения приходится на долю водорода и 40% на долю кремния. Согласно расчетам, интенсивность гамма-излучения в во­ доносном пласте может в 2,77 раза превысить суммарную интен­ сивность гамма-излучения в нефтеносном пласте. Однако на прак­ тике fß-за влияния скважин эффект расчленения песчаников по нефтеводосодержанию значительно меньше и за редким исключе­ нием не превышает 2 0 %.

2.У С Т А Н О В Л Е Н И Е В О Д О Н Е Ф Т Я Н О Г О

К О Н Т А К Т А П О Е С Т Е С Т В Е Н Н О Й Р А Д И О А К Т И В Н О С Т И П Л А С Т О В Ы Х В О Д

Э. В. Соколовским и С. А. Сааковым [126, 128] для определения ВПК предложено использовать естественную радиоактивность пла­ стовых вод. При изучении естественной радиоактивности мезозой­ ских залежей Восточного Предкавказья авторы установили, что удельное содержание радия-226, мезотория-І и тория-Х увеличива­ ется с приближением к водонефтяному контакту. Содержание урана в водах одновозрастных отложений увеличивается с удалением от нефтяной залежи. Как в водах, так и в нефтях

45

(месторождений Малгобек, Вознесенск, Али-Юрт) концентрация ра­ дия увеличивается с приближением к водонефтяному контакту. Кон­

соб оценки водонефтяного контакта для конкретных залежей, строятся эталонные графики зависимости удельного содержания радия-226 в пластовой воде от расстояния г между ВНК и нижними отметками интервалов пер­

фиков. Этот метод успешно применяется для контроля за обводне­ нием нефтяных месторождений Восточного Предкавказья.

Пример эталонного графика, характеризующего зависимость удельного содержания элемента-индикатора в пластовой воде от

46

расстояния г между ВНК и кондом рабочего интервала скважин, показан на рис. 17. Эталоннымграфиком пользуются следующим образом. Допустим, что гипсометрические отметки нижних отвер­ стий интервалов перфорации в скв. 1 , 2 и 3 (рис. 18) составляют —2000, —2045 -и —2115 м. В пластовой воде, отобранной на одну дату, содержание радия соответственно по скважинам равно 30, 20 и 10 г/л. По графику (рис. 17) согласно этим данным водоиефтяной контакт в районе скв. 1, 2 и 3 должен отстоять от низа их интервалов перфорации на расстояниях соответственно 126, 171 и 241м. Следовательно, водонефтяной контакт находится на от­ метке —1874 м.

В связи с простотой и отсутствием необходимости (после по­ строения эталонных кривых) ведения специальных работ по капи­ тальному ремонту скважин и геофизическими исследованиями, этот метод должен быть особенно выгоден в районах с тяжелыми климатическими условиями (Западная Сибирь, Мангышлак и др.).

3.О П Р Е Д Е Л Е Н И Е В О Д О Н Е Ф Т Я Н О Г О

К О Н Т А К Т А Н Е Й Т Р О Н Н Ы М Г А М М А - М Е Т О Д О М

Для определения ВНК ранее (1950—1960 годы) применялась обычная радиометрическая аппаратура, используемая в нефтяной промышленности [34, 37, 114 и др.], с незначительными измене­ ниями, внесенными в конструкцию стандартного глубинного при­ бора, чтобы уменьшить влияние скважин и литологии пород с це­ лью получения наибольшего эффекта различия между нефтенос­ ными и водоносными породами. Для уменьшения интенсивности излучения, возникающего в скважине за счет жидкости в стволе скважины и цементного кольца, проводилось борное экранирова­ ние индикаторов и источника. С этой целью на соответствующую часть гильзы глубинного прибора надевался металлический ци­ линдр, заполненный карбидом бора, бурой или борной кислотой. Поглощение тепловых нейтронов бором уменьшает интенсивность радиационного гамма-излучения против нефтеносных участков раз­ реза за счет захватов тепловых нейтронов колонной и кожухом прибора.

Применение борного экранирования индикаторов и источника увеличивает эффективность отбивки водонефтяного контакта в 2 — 2,5 раза [114]. В однородных по пористости коллекторах рекомен­ дуется применять зонды длиной 45—55 см, при непостоянстве по­ ристости 20—30 см [114].

Для повышения эффективности определения водонефтяного контакта лабораторией ядерной геофизики МИНХ и ГП первона­ чально был разработан метод скважинной спектрометрии по схеме совпадений (СС) для регистрации преимущественно жесткой со­ ставляющей спектра гамма-излучения. Прибор для скважинной спектрометрии состоит из двух групп разрядных счетчиков, раз­ деленных фильтром определенной плотности и толщины и

47

включенных по схеме совпадения. Регистрация гамма-кванта в этой схеме происходит в том случае, .если образующиеся электроны имеют достаточную энергию для прохождения через фильтр и вторую группу счетчиков. В дальнейшем в Институте геологии ті разра­ ботки горючих ископаемых (ИГ ті РГИ), а также в МИНХ и ГП были разработаны спектрометры со сцинтилляционными счетчи­ ками, в которых оценка энергии гамма-излучения производится по интенсивности высвечивания люминофора, пропорциональной энер­ гии регистрируемого гамма-кванта [93].

В настоящее время используется двухканальный сцинтилляцпонный термостойкий радиометр РДСТ. Гамма-излучение регистри­ руется индикатором Nal(Tl) или Cs-I(Tl), а тепловые нейтроны — сцинтилляцнонным индикатором ZnS(B). Так как глубинный при­ бор двухканальный, то позволяет одновременно регистрировать диаграммы ГМ и НГМ или НИМ. Применяются приборы двух модификаций по диаметру: ДРСТ-1— 90 мм и ДРСТ-2 — 60 мм для исследования скважин, обсаженных колоннами диаметром со­ ответственно 152 и 127 мм.

При измерениях применяются полониево-бериллиевые источ­ ники нейтронов с выходом (4—8 ) ■10е нейтр./с. Длина зонда — 50 см. Для уменьшения погрешности регистрируемых диаграмм за счет флуктуаций скорость регистрации не должна превышать 80— 100 м/ч и постоянная времени интегрирующей ячейки 25—35 с. При исследовании скважин на нефтяных месторождениях Татарин скорость регистрации составляет 50—70 м/ч при тэт = 35 с. Нейт­ ронный гамма-метод может применяться как в неперфорированных контрольных скважинах, так и в перфорированных эксплуата­ ционных.

В эксплуатационных скважинах, вскрывших пласты перфора­ ций, перед проведением замеров необходимо предварительно оттартать уровень жидкости ниже статического, чтобы обеспечить мини­ мальное проникновение в пласт жидкости, заполняющей скважину. Как показали экспериментальные исследования на моделях пласта [97], при проникновении минерализованной воды в пласт на рас­ стояние до 2 2 см от стенки скважины зарегистрированная зондом 50 см (обычный размер зонда, применяемый в Татарии) интен­ сивность радиационного гамма-излучения уменьшается настолько, что коллекторы будут отмечаться как водоносные. При проникнове­ нии пресной воды в пласт, насыщенный водой, радиус исследова­ ния зондом с L = 50 см составляет 32 см. Следовательно, при про­ никновении пресной воды на большее расстояние, такой пласт бу­ дет отмечаться как нефтеносный. Поэтому в простаивающих сква­ жинах или в скважинах, остановленных на подземный ремонт, не­ обходима особенно тщательная подготовка к исследованиям.

В сложных условиях проводятся измерения в сильно обводнен­ ных скважинах. Положительные результаты получаются в скважи­ нах, обводненных не более чем на 30% [39]. Во вновь пробуренных скважинах ВНК нейтронным гамма-методом обычно может быть

48

обнаружен лишь через семь—десять дней и более после спуска колонны и цементации, так как проникновение в пласт пресного фильтрата бурового раствора снижает концентрацию солей в пла­ сте [39].

Пример определения положения водонефтяного контакта в об­ саженной эксплуатирующейся скважине нейтронным гамма-мето­ дом приведен на рис. 19. Скв. 446 Бавлинского нефтяного место­ рождения вскрыла однородные песчаники пласта Ді на глубине 1701,0—1709,6 м. Водонефтяиой контакт по данным бокового элек­ трического зондирования был отмечен на глубине 1704,2 м. В даль-

Ри с. 19. Определение водонеф тяного контакта ней­ тронным гам м а -м етод ом . С к в . 446 Б авлинского неф ­ тяного м есторож дения.

нейшем с целью прослеживания перемещения контакта были про­ ведены неоднократные исследования скважины нейтронным гаммаметодом. По диаграмме / пѵ, зарегистрированной 26/ѴІІ 1955 года, ВНК четко отмечался на глубине 1704,2 м резким увеличением ре­ гистрируемого радиационного гамма-излучения. По замерам, вы­ полненным 21/ХІ и 12/ХІІ 1958 года, т. е. свыше трех лет спустя, контакт оставался на той же глубине. 14/Ѵ 1959 года водонефтя­ ной контакт был на глубине 1703,5 м, т. е. был обнаружен некото­ рый подъем воды.

В рассматриваемом примере интенсивность радиационного гам­ ма-излучения в водоносной части пласта существенно отличается от интенсивности в его нефтеносной части щ водонефтяной контакт определяется однозначно без привлечения материалов других гео­ физических методов исследований скважин. При отсутствии пере­ мещения ВНК данные нейтронного гамма-метода практически сов­ падают с данными бокового электрического зондирования (см. рис. 19, диаграммы /„ ѵ от 26/ѴІІ 1955 года, 21/ХІ и 12/ХІІ 1958 года).

Границы пластов и положение контакта устанавливаются об­ щепринятым методом интерпретации диаграмм радиоактивных ме­ тодов' исследований скважин. При этом водоносная и нефтеносная части коллектора рассматриваются как самостоятельные пласты, обладающие различными нейтронными свойствами. Кровля водо­ носной части пласта относится к началу спада кривой при пере­ ходе от водоносной части к нефтеносной.

Исследования на модели пласта, выполненные в Татарском государственном научно-исследовательском и проектном институте (ТатНИПИнефть), показали, что при измерениях прибором НГГК-25 НГМ позволяет выделять обводненные прослои пластов мощностью 30 см и более. Причем регистрируемая интенсивность увеличивается с ростом мощности прослоя, заводненного соленой водой, и достигает максимальных значений при мощности 75 см (для прибора НГГК-25 — 135 см). При измерениях приборами СП-62 и ДРСТ-1 возможно выделение обводненного прослоя пла­ ста мощностью выше 15 см.

При значительной неоднородности коллектора по пористости однозначное расчленение нефтеносных и водоносных пластов нейт­ ронным гамма-методом нередко затрудняется. В таких случаях не­ обходимо применять комплекс нейтронных методов — НГМ, ННМ и НА, или импульсные методы (см. раздел 5 гл. IV). Если в раз­ резе скважин имеются два коллектора, обладающих одинаковой пористостью и разделенных непроницаемыми разностями пород (например аргиллитами), и один из них (обычно нижний) пред­ ставлен водоносным песчаником, а другой имеет нефтеносную и

доносных и нефтеносных пород (в процентах), используется отно­ шение

соответственно против водоносного и нефтеносного пластов за вы­ четом фона естественного гамма-излучения.

Параметр для оценки эффекта водонефтяного контакта приме­ няется только в случае исследования пластов, представленных од­ нородными высокопористыми песчаниками с большой мощностью, когда абсолютные изменения коэффициента пористости практиче­ ски не сказывается на величине относительных аномалий диаграмм.

и выделением контакта по интенсивности его жесткой составляю­ щей.

50