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

водных растворов с различным хлоросодержанием (Ав). В данном случае из соотношений (20) и (21) можно определить kH.Q и АскСущность методики измерений состоит в следующем. В интересую­ щий пласт закачивается водный раствор с известным Ав. Затем проводятся измерения Апл в заранее выбранных точках против ука­ занного пласта. Этот технологический цикл повторяется с закачкой водного раствора с другим Ав, а измерения Апл проводятся в тех же точках пласта. Тщательная установка скважинного прибора про­ изводится по привязочной диаграмме ГМ с точностью около 5 см относительно первоначальной точки. При выборе объема жидкости, закачиваемой в пласт, необходимо руководствоваться следующими соображениями: радиус исследования ИНМ составляет ~ 45 см; для полной замены жидкости в пласте необходима прокачка при­ мерно трех поровых объемов жидкости.

Для определения kn. 0 и Аок используют данные о ka, Ан, ADt\ При этом для нефтей Ромашкинокого месторождения можно принять

^ в 2

. где а = (1 — kn) kn, b =АСК(1 — kn) +%Bknkn.

По методу наименьших квадратов находим параметры а и b

Определение ku и Аск водонасыщенного пласта проводим по

По такой методике были проведены исследования на модели пласта и в нескольких скважинах. Модель пласта представляла

61

собой емкость, насыщенную песчано-гравийной смесью с порис­ тостью 23% (по объемному методу), диаметр скважины равнялся 220 мм, колонны — 125 мм. Измерения А,пл проводились методом ИНГМ при насыщении пласта пятью различными водными раство­ рами NaCl. Экспериментальные точки в системе координат (Апл;, Я.8,-) хорошо ложатся на прямую. Параметры модели, вычисленные по методу наименьших квадратов, составляют: £п= 24%, А,ск= = 217 мкс-1. Коэффициенты пористости модели, определенные раз­ личными независимыми методами, совпадают с точностью при­ мерно 4%.

На рис. 23 приведены примеры определения kn. о и Я.ск завод­ ненных пластов в скв. 4998 Ромашкинского и скв. 236 Бондюжского месторождений. Продуктивные пласты в этих скважинах заводня­ лись опресненными водами удельного веса 1,01—1,04 г/см3. В за­ водненные пласты закачивали воду с двумя различными минерали­ зациями; затем скважину осваивали компрессором до получения определенной пластовой воды постоянной минерализации. При работе с компрессором пласты отдавали воду с пленками нефти. После каждой закачки и в процессе работы скважин компрессором против одних и тех же точек пласта с шагом 0,5 м производили измерения 7,пл.

В скв. 4998 пористость заводненного пласта определялась по данным керна. В заводненном пласте, имеющем пористость 22,5% и проницаемость 1450 мД, остаточная нефтенасыщенность изме­ няется в пределах 8—30%, в среднем составляет 19%. В скв. 236 пористость определялась по двум опорным пластам методом НГМ. Величина пористости по этой методике находится с большой по­ грешностью, во всяком случае, относительная погрешность изме­ рения kn по НГМ на порядок выше погрешности измерения Хял. По этой причине снижается точность определения kn. 0 и A,M{. Вели­ чина kB. о в скв. 236 изменяется в пределах 20—70% и в среднем составляет 50%. Продуктивный пласт неоднороден; высокая оста­ точная нефтенасыщенность наблюдается против глинистых низко­ пористых пропластков.

Необходимо отметить, что данная методика может быть исполь­ зована не только в обводненных пластах с целью определения &н. о, но в нефтенасыщенных для определения Яск. Знание А,ск позво­ ляет определить текущий коэффициент нефтенасыщениости при ус­ ловии, если 7,в пластовой воды отличается от Яв.

Описанная методика обладает следующими преимуществами определения коэффициента остаточной нефтенасыщенности:

1)по сравнению с гидродинамическими моделями позволяет определять ks.0 дифференцированно по пласту и не предъявляет дополнительных требований к постоянству закачки и отбора в рай­ оне исследуемой скважины;

2)сравнительно с электрометрическими методами дает возмож­

ность определять &и. о независимо от солености пластовых вод и в более широком фонде скважин.

62

К недостаткам методики необходимо отнести большую трудо­ емкость работ и зависимость результативности исследований от приемистости пласта.

В зарубежной литературе отмечается, что до появления импульс­ ных нейтронных методов было трудно определять место возник­ новения и степень обводнения пластов. Очевидно контроль за

63

заводнением за рубежом в основном осуществляется импульсными нейтронными методами. В США в начале 60-х годов были разра­ ботаны малогабаритные ускорительные трубки и генераторы с ин­ тенсивностью выхода нейтронов до 10s—ІО9 нейтр./с. Были соз­

рывного и импульсного действия фирмы «Филлипс», фирм «Шлюмберже» и «Комин» и др.) отличались как конструкцией, так и тех­ нологией изготовления отдельных узлов, но принципы устройства были общими для всех разработанных систем. Однако, судя по публикациям, использование генераторов для исследования сква­ жин в начале 60-х годов отставало от технических возможностей.

В литературе появились результаты лабораторных исследова­ ний гамма-излучения неупругого рассеяния нейтронов и гаммаизлучения, возникающего при активации кислорода быстрыми нейтронными (кислородный метод). Как показали исследования, выполненные в СССР, эффективность кислородного метода для разделения пластов по нефтеводонасыщенности невысока из-за влияния различных факторов.

Для определения процессов заводнения в настоящее время в США широко используется импульсный нейтронный гамма-метод. Обычно ИНГМ комплексируется с гамма- и нейтронным методами. Гамма-метод используется для определения литологии, а нейтрон­ ный метод — для оценки пористости. Запись ИНГМ осуществля­ ется при двухвременных задержках. Имеются примеры эффектив­ ного использования кривых ИНГМ, зарегистрированных на малых и больших задержках, для изучения миграции нефти в процессе разработки месторождения (В. А. Хойер, Р. К- Рамбл), в частно­ сти, движения нефти в первоначально водоносные части пласта. Эффективность ИНГМ в случае оценки небольших изменений в пластовой жидкости значительно расширяется при использова­ нии кремниевых активационных измерений, обеспечивающих опре­ деление литологии. При регистрации кремния влияние кислорода исключается рациональным подбором скорости регистрации и рас­ стояния между источником нейтронов и детектором.

Заслуживает внимания опыт определения нефтенасыщенности с помощью спектрометрии гамма-излучения неупругого рассеяния нейтронов (В. А. Хойер, Р. К. Рамбл). Гамма-излучение неупругого рассеяния возникает при взаимодействии быстрых нейтронов с та­ кими породообразующими элементами, как углерод, кислород, кремний, магний и сера. Аппаратура для регистрации гамма-излу­ чения неупругого рассеяния состоит из импульсного скважинного генератора нейтронов и сочлененного с ним гамма-спектрометра. Для определения нефтенасыщенности регистрация гамма-излуче­ ния неупругого рассеяния проводится в интервалах энергией 4,25— 4,75 и 4,75—5,25 МэВ, соответствующих излучению углерода и кислорода. Измеряется амплитуда характерных максимумов и ин­ тегральная интенсивность в этих интервалах. Полученные два

64

значения отношения C/O затем усредняют, что повышает достовер­ ность определения. Водоносные и плотные породы характеризуются величинами отношения C/O равными 1,0+ 0,1, а нефтеносные — до 1,5. Причем, литология, изменение диаметра и заполнение сква­ жин не оказывают практического влияния на эту величину.

В работе [181] по данным импульсного нейтрон-нейтронного метода предложена следующая методика количественной оценки нефтеводонасыщенности коллектора:

захвата скелета, глин, воды и углеводородов; 2] — суммарное мик­ роскопическое сечение пористого пласта, содержащего воду и угле­ водороды (нефть или газ); ѴѴл — относительный объем, занимае­ мый глинистой фракцией.

Для чистых (незаглинизированных) пластов член, содержащий Ѵгл, исчезает. Из шести независимых величин {kn, Игл, 2ск, Ц ’’".

и 2 у) только kn и Игл можно определить по данным комплекса промыслово-геофизических исследований скважин. Остальные вели­ чины находятся различными приближенными способами. Напри­ мер, сечение захвата скелета можно вычислить, зная химический состав и плотность минералов или по параметрическим графикам, или использовать осредненные данные для различных типов пород [181].

6. Р А З Д Е Л Е Н И Е Н Е Ф Т Е Н А С Ы Щ Е Н Н Ы Х

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

Методика активационного анализа горных пород описана в ра­

вызванной радиоактивности, возникающей при облучении пород нейтронами. По характеру спада интенсивности наведенного излу­ чения во времени и его энергии устанавливается содержание тех или иных элементов в породе, окружающей скважину.

Метод НА в скважинах применяется в сложных условиях. Ме­ жду исследуемой горной породой, содержащей комплекс разных элементов, и скважинным прибором находятся стальная колонна и цементное кольцо. Поэтому для активации горных пород может использоваться только глубоко проникающее нейтронное излуче­ ние. Исследование производится лишь по тем радиоактивным изо­ топам, которые испускают при распаде гамма-кванты.

Аппаратура, используемая в методе наведенной активности, от­ личается от обычно применяемых скважинных радиометров тем,

от другого на большом расстоянии (2—4 м), что позволяет исключить непосредственное влияние гамма-излучения на показа­ ния индикатора.

Использование метода НА для расчленения нефтеносных и во­ доносных пород основано на том, что число активированных ядер натрия и хлора в водоносном коллекторе значительно больше, чем в нефтеносном. Поэтому водоносные породы отмечаются повышен­ ными интенсивностями активации по сравнению с нефтеносными. Вследствие того, что вероятность активации стабильных изотопов “ Na и “ С1 невелика и образующиеся радиоактивные изотопы

имеют сравнительно большой период полураспада, замеры прово­ дятся по точкам через 0,5—2 м в интервале предполагаемого во­ донефтяного контакта. Глубина исследования метода наведенной активности обычно несколько выше, чем нейтронного гамма-ме­ тода. Б. М. Орлинский [97] на основе экспериментальных исследо­ ваний считает, что радиус исследования метода НА по натрию такой же, как и для НГМ. Наблюдаемое на практике при измере­ ниях в водоносных и нефтеносных пластах двух-трехкратное раз­ личие по наведенной активности натрия объясняется влиянием осолонения цемента против водоносных пластов.

При облучении нейтронами терригенных коллекторов обнаружи­ ваются радиоактивные изотопы “ Al, “ Cl, “ Na и содержащийся

в стали обсадной колонны “ Мп. Прибор регистрирует суммарное

излучение их распада, что осложняет выделение в излучаемой среде исследуемого радиоактивного элемента. Кроме того, в про­ цессе облучения активируются железо, содержащееся в обсадной колонне (радиоактивный изотоп “ Fe), и входящие в состав пород

и цемента кремний, магний, сера и калий, образующие радио­ активные изотопы “ Si, “ Mg, “ S и «К. Для того, чтобы регистри­

ровать гамма-излучение, испускаемое преимущественно при захвате тепловых нейтронов ядрами элементов (“ Na или ^С1), присутст­

вующих в водоносном пласте, продолжительность облучения и ре­ гистрации излучения, а также энергия регистрируемого излучения подбирается таким образом, чтобы влияние излучения других изо­ топов было минимальным.

Практически применяются методы наведенной активности нат­ рия (HANa) и хлора (НАС1). При исследовании скважин с целью определения водонефтяного контакта методом активации натрия облучение и регистрация излучения продолжаются 4 ч, т. е. на исследование одной точки затрачивается 8 ч. Одновременный замер одной точки при облучении другой значительно сокращает затрату времени. При такой продолжительности облучения активность хлора оказывается небольшой по сравнению с активностью мар­ ганца и натрия. Регистрируется гамма-излучение с энергией выше 1,5—2 МэВ.

При применении метода активации хлора облучение продол­

66

жается 40 мин, а длительность замера 2 ч. При времени облучения 40 мин активность j^Na существенно меньше активности 5«МП

и »C1.

дах можно пренебречь. Таким образом, при работах методом наве­ денной активности практически изучают два радиоактивных изо­ топа: ^Na и 5®Мп или ®®С1 и ®®Мп [5].

Кривые распада строятся в полулогарифмическом масштабе; по оси абсцисс в линейном масштабе откладывается время, по оси ординат в логарифмическом масштабе — интенсивность излучения.

облучения, когда влияние марган­ ца становится ничтожным, интенсивность гамма-излучения в водо­

носном пласте в 2 раза превышает интенсивность в нефтеносном. Та­ ким образом, против нефтеносных пород наблюдаются характерные кривые распада, по которым они выделяются достаточно надежно.

В Татарии для более надежной интерпретации данных наве­ денной активности по кривым распада выделяют отдельные активи­ рующие изотопы. Для расчленения двухили трехкомпонентных кривых используются специальные номограммы и метод наимень­ ших квадратов [20, 22].

Критерием нефтенасыщенности пород методами активации Na и С1 являются следующие отношения:

Отношения (31) и (32) исключают влияние мощности источ­ ника нейтронов и эффективности аппаратуры и характеризуют

долю излучения Na и Cl в общем излучении, регистрируемом при замере НА [20].

Пределы изменения ßNa и ßci для Ромашкинского и Бавлинского «ефтяных месторождений по данным Т. Н. Бланковой при­ ведены в'табл. 5.

Пример определения водонефтяного контакта в контрольной скв. 876 Ромашкинского нефтяного месторождения методом акти­ вации в комплексе с нейтронным гамма-методом приведен на рис. 25.

Область применения метода наведенной активности для рас­ членения нефтеносных и водоносных пород несколько шире, чем метода нейтрон-нейтронного и нейтронного гамма-метода. В одно­ родных по литолого-петрографическим свойствам коллекторах ме­ тод наведенной активности дает положительные результаты при минерализации Пластовых вод по хлористому натрию свыше 40— 70 г/л. Серьезными недостатками метода наведенной активности являются измерение по точкам и затраты значительного времени на исследования. Поэтому этот метод применяется очень ограни­ ченно и лишь в тех случаях, когда другие методы радиометрии не

68

дают однозначного определения водонефтяного контакта (особенно

внеоднородных пластах и перфорированных скважинах).

Е.Б. Бланков и Т. Н. Бланкова [21] предложили использовать метод наведенной активности для выявления циркуляции вод в кол­ лекторе. Циркуляция вод была ими обнаружена на многих участ­ ках Бавлинского и в ряде скважин Ромашкинского месторождений. Сущность способа заключается в том, что при наличии циркуля­ ции воды в коллекторе наведенная активность натрия аномально быстро снижается во времени вследствие ухода радиоактивных ядер из зоны исследования.

При движении жидкости, содержащей ограниченный объем ак­ тивированного изотопа, относительно неподвижного индикатора

J(t)e Я-МГГ

3(Ъ)еХмпЬ

Б авлинского неф тяного м есторож дения.

гамма-излучения спад во времени наведенной активности отклоня­ ется от экспоненциального закона. Это может быть обнаружено, если за время, близкое к периоду полураспада радиоактивного эле­ мента, поток жидкости проходит расстояние, равное радиусу зоны, гамма-излучение из которой преимущественно регистрируется индикатором, а также радиусу зоны, 'в которой активация была наиболее интенсивной. Для определения направления движения вод используются несколько независимых индикаторов гамма-излу­ чения. При определении двух взаимно перпендикулярных направ­ лений движения достаточно двух индикаторов.

Если направление движения однородного потока жидкости пер­ пендикулярно прямой, соединяющей оба индикатора, отклонение от экспоненты кривых распада, регистрируемых этими индикато­ рами, одинаково. Когда направление движения параллельно линии, соединяющей индикаторы, то счетчик, по направлению к которому происходит движение, регистрирует более пологую кривую распада.

На рис. 26 показаны кривые распада наведенной активности Я, полученные против нефтеносной (а, б) и обводненной (в, г)

69

жительным угловым коэффициентом, величина которого определит содержание натрия в пласте. Причем, большему содержанию нат­ рия соответствуют прямые с большим угловым . коэффициентом. При интенсивном движении воды прямая распада иногда трансфор­ мируется в кривую (см. рис. 26,6) с обратным наклоном, т. е. отрицательным угловым коэффициентом.

7. С О П О С Т А В Л Е Н И Е Н А Ч А Л Ь Н О Г О В О Д О Н Е Ф Т Я Н О Г О К О Н Т А К Т А , О П Р Е Д Е Л Я Е М О Г О П О Д А Н Н Ы М

Э Л Е К Т Р О М Е Т Р И И И Р А Д И О М Е Т Р И И

В начальный период внедрения радиометрических методов для изучения процессов заводнения нефтяных месторождений одним из главных критериев правильного определения начального водо­ нефтяного контакта считалось совпадение данных с показаниями электрометрии. Было обнаружено, что такое совпадение наблюда­ ется лишь в тех случаях, когда в пласте отсутствует переходная зона. При наличии же переходной зоны в основном водонефтяной контакт по данным радиометрии определялся выше подошвы пере­ ходной зоны и чаще всего четко без переходных характеристик диаграмм НГМ и НИМ.

Физические основы разделения пород по нефтеводоиасыщениости электрометрическими и радиометрическими методами, как было показано в предыдущих разделах, различны. Глубинность исследо­ вания их также существенно различается. Методы электрометрии обладают большей глубинностью и позволяют исследовать состоя­ ние нефтеводонасыщенности пласта за пределами зоны проникно­ вения.

Рассмотрим сопоставление данных радиометрии и электромет­ рии на примере Ромашкинского месторождения. На диаграммах бокового электрического зондирования горизонта Ді наиболее ясно отмечается подошва переходной зоны. Менее четко и не всегда однозначно выделяется ее кровля. Средняя мощность переходной зоны от нефти к воде по материалам 560 скважин месторождения составляет 3 м. По отдельным скважинам разрыв во времени ме­ жду данными БЭВ и методами радиометрии (РМ) составляет не­ сколько лет. Однако в этих скважинах радиометрическими мето­ дами определено именно начальное положение водонефтяного кон­ такта. Это подтверждается тем, что по геолого-промысловым данным водонефтяной контакт вертикально не перемещается. Отсут­ ствие перемещения ВНК по многим скважинам установлено неод­ нократными измерениями методами радиометрии. Например, по

70