НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВАЯ-1

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

вода наблюдается в интервале температур 320-330°С при давлении порядка 160 МПа.

Растворимость газов в воде значительно ниже их растворимости в нефти и зависит от минерализации воды и температуры. При прочих равных условиях лучшей растворимостью в воде обладают сероводород и углекислый газ, худшей - азот. С увеличением минерализации растворимость газов ухудшается.

В большинстве случаев газосодержание пластовых вод равно 0,2- 0,5 мЭ/м3 и не превышает 1,5-2,0 мЭ/м3. Величина газосодержания пластовой воды определяется путем анализа глубинных проб.

Коэффициент теплового расширения воды характеризует изменение единицы объема воды при увеличении ее температуры на 1 °С. Он в основном зависит от температуры и минерализации. С увеличением температуры коэффициент теплового расширения изменяется неравномерно. Объем воды при увеличении температуры от 0 до 4°С уменьшается. В интервалах изменения температур 4-10; 10-20; 20-30 и 65-70°С средний коэффициент теплового расширения соответственно составляет 6,5-Ю'5; 15-Ю'5; 25,8 •10'5 и 58 •10'5

Изменение объема пластовой воды под действием температуры, давления и газонасыщенности принято характеризовать пластовым объемным коэффициентом воды Ъ, который показывает отношение объема воды в пластовых условиях ЕПЛ к ее объему в нормальных условиях (0,1 МПа, 20°С) Рдов:

0 ~ 'пл' •пов — Рпов' Рпл '

где /?пов • Рпл ~ плотность воды в нормальных и пластовых условиях. Объемный коэффициент пластовых вод нефтяных и газовых месторождений изменяется от 0,98 до 1,20. Наибольшее влияние на

его величину оказывают пластовая температура и минерализация. Коэффициент сжимаемости пластовой воды показывает изменение

единицы объема воды в пластовых условиях при изменении давления на 0,1 МПа. Для пластовых вод нефтяных и газовых месторождений он находится в пределах (3-5)-104 МПа'1, зависит главным образом от газонасыщенности и температуры и выражается следующим образом:

/^=y^(1+0,05g), где /^ -

коэффициент сжимаемости воды, содержащей растворенный газ; Рц - коэффициент сжимаемости дегазированной пластовой воды;

g- газосодержание пластовой воды.

-119-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Электропроводность пластовой воды характеризует ее способность проводить электрический ток. Она увеличивается с повышением концентрации растворенных в воде солей и температуры.

Мерой электропроводности служит удельное электрическое сопротивление, за единицу измерения которого принят 1 Ом-м. Удельное электрическое сопротивление вод нефтяных и газовых месторождений в большинстве случаев находится в пределах от 0,05 Ом-м (крепкие рассолы) до 1 Ом-м (слабосоленые воды). Его измеряют на поверхностных пробах воды при температуре, равной пластовой, или рассчитывают по минерализации воды:

/^•Ю-ЕЦа/а/э.а-^к/э.к)].

где а и А- - количество г-экв. анионов и катионов в растворе; ^ и /к - электрическая подвижность анионов и катионов; /за и /д к -

коэффициенты электропроводности при заданной концентрации электролита.

Расчеты проводят с помощью специальных таблиц и графиков. Но большое содержание в растворе гидрокарбонат-ионов (более 10 %) вносит существенные погрешности. Знание удельного сопротивления пластовых вод необходимо для количественной интерпретации материалов электрометрии скважин.

Радиоактивность пластовых вод обусловлена содержанием в них радия, урана и радона. В водах нефтяных и газовых месторождений их концентрации невелики. Так, содержание радия достигает 10'7 г/л, урана 10'9 г/л. Радий накапливается главным образом в хлоридных рассолах в условиях восстановительной обстановки. В сульфатных водах окислительной обстановки он образует труднорастворимые соли, выпадающие в осадок.

5.5. Изучение водонефтяного, газоводяного и газонефтяного контактов.

5.5.1. Методы определения контактов

Методы определения водонефтяного контакта.

Методы определения ВНК постоянно модернизируются и развиваются. Однако до сих пор нет универсального метода, дающего надежные результаты по определению ВНК в различных геологофизических и технологических условиях разработки.

-120-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

В связи с этим при оценке текущего ВНК необходимо совместно использовать данные геофизических методов, промысловых и некоторых специальных видов исследования скважин, проводимых в комплексе с ними.

Многочисленные методы определения ВНК, применяемые в настоящее время, можно условно объединить в несколько групп: гидродинамические, оптические, геологопромысловые, геофизические и методы, основанные на закачке в пласт-коллектор радиоактивных изотопов или жидкостей различного химического

В.А.Сусловым. Он основан на сравнении гидропроводности пласта в одной и той же скважине, определенной до и после момента ее обводнения по данным метода восстановления давления. Данная методика находится в стадии теоретического и экспериментального обоснования. Проведенные промысловые исследования по скважинам пластов Аз Кулешовского, Ai Бавлинского и Ci Арланского месторождений показали принципиальную возможность ее применения. Следует отметить, что наилучшие результаты получаются лишь при больших отношениях вязкостей нефти и воды.

Оптические методы контроля за перемещением нефти основаны на свойстве пластовых нефтей значительно изменять коэффициент светопоглощения К^ в зависимости от расстояния до контакта нефть-вода. Параметр К^ может

изменяться в 2,5-5 раз в пределах залежи, причем изменение наблюдается как на площади, так и по мощности продуктивного пласта.

Опыт применения фотоколориметрического метода на месторождениях Татарстана и Башкортостана показал, что величина К^ изменяется по мощности пласта, уменьшаясь с удалением от поверхности ВНК. Непосредственно на контакте нефти с водой К^ нефти резко возрастает и может достигать нескольких тысяч единиц против сотен в нефтяной части пласта. Это

свойство нефтей, наряду с решением ряда промысловых задач, может быть использовано для определения перемещения ВНК. Однако точно оценить местоположение ВНК при существующей технологии проведения фотоколориметрии не представляется возможным.

Геологопромысловые методы оценки положения ВНК основаны на данных об обводненности продукции скважин, проницаемости пласта, вязкости нефти и эффективной мощности пласта.

-121-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Определение ВНК базируется на известных решениях М.М.Глоговского о совместном притоке нефти и воды в скважину:

•"Д6 бв. бд - дебиты воды и нефти (м3) в пластовых условия;

К^, К^ - проницаемость пласта в нефтяной и водяной зонах; //в, //н - абсолютная вязкость воды и нефти; Ну, Н^ - мощность нефтяной и водяной зон пласта.

Погрешность в определении ВНК по данным обводненности продукции в скважине связана с неучетом влияния переходной зоны, анизотропии пласта по проницаемости, а также с погрешностями определения фазовой проницаемости при различной насыщенности

отличных по химическому составу, для определения ВНК основано на различных величинах фазовой проницаемости пласта-коллектора в нефтяной и водяной его частях. Общим для всех модификаций этого метода является то, что в пласт закачивается жидкость определенного состава. Жидкость может обладать высокой (низкой) фазовой проницаемостью для нефтеносной части пласта и низкой (высокой) фазовой проницаемостью для обводненной части пласта.

Радиоактивную смесь приготовляют с помощью специальных приборов - инжекторов и задавливают в пласт. При последующей эксплуатации скважин жидкость с радиоактивными изотопами быстро вымывается из той части пласта, в которой он обладает высокой фазовой проницаемостью. Сопоставление контрольного и повторного замеров гамма-активности против продуктивного пласта позволяет выявить нефтяную и обводняющуюся части пласта.

Кроме радиоактивных индикаторов в настоящее время применяют также закачку в пласт жидкости, отличной от жидкости, насыщающей пласт, и определяют нефтяные и обводненные интервалы пласта

осуществляется методами радиометрии.

Рассмотренные выше методы определения ВНК находятся в стадии развития, а исследования ими чаще всего носят эпизодический характер. В настоящее время наиболее распространены промыслово-геофизические методы оценки ВНК.

-122-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Промыслово-геофизические методы оценки ВНК можно разделить на две группы: а) методы радиометрии; б) различные модификации метода сопротивлений.

Методы радиометрии для определения ВНК стали применяться с 1955 г. Обобщение накопленного опыта показало, что положительные результаты можно получить при исследовании неперфорированной части эксплуатационного объекта.

В настоящее время, применяются: стационарные методы радиометрии - нейтронный гамма-метод (НГМ) и нейтронный метод по тепловым нейтронам (ННМт), нестационарные -импульсный нейтрон - нейтронный метод (И ННМт) и импульсный нейтронный гамма метод (ИНГМ). При детальных исследованиях проводится разделение нефтеводоносных пластов методом наведенной активности НА (по

Na, C1, О).

Внедрение в промысловую практику импульсных методов позволило применять методы радиометрии для определения ВНК в пластах с меньшей минерализацией вод. Так, если НГМ и ННМт можно применять при минерализации пластовой воды больше 150 г/л NaCI, то импульсные методы - при 40-50 г/л ' NaCl. Теоретические основы применения методов радиометрии широко освещены в отечественной литературе.

Наиболее эффективны для определения ВНК различные модификации метода сопротивлений. Во всех вновь пробуренных скважинах устанавливаются начальное или текущее положения ВНК методом электрометрии. Эти данные являются основными при определении начального ВНК в целом по залежи. Данные электрометрии позволяют оценить также текущую нефтенасыщенность продуктивного пласта. Однако после полного разбуривания залежи методы электрометрии проводятся только в специальных оценочных скважинах.

Среди методов, применяемых в производственных условиях для оценки ВНК и насыщенности коллекторов по величине их удельного сопротивления, сравнительно новым является индукционный. Принципиальное преимущество индукционного метода по сравнению со стандартной электрометрией состоит в том, что он позволяет исследовать сухие скважины или заполненные слабо проводящим промывочным раствором на нефтяной основе. Однако подобные условия на практике встречаются редко. Индукционный метод в основном применяется совместно с различными видами электрометрии, поскольку включение его в обязательный комплекс измерений позволяет повысить эффективность геофизических исследований и при измерениях в обычных скважинах, пробуренных на глинистом растворе, приготовленном на воде. По сравнению с

-123-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

существующими методами стандартной электрометрии индукционный метод обладает рядом преимуществ, реализация которых позволяет получать дополнительную информацию о разрезах скважин.

Индукционный метод наиболее эффективен для исследования сравнительно низкоомных разрезов при отсутствии проникновения или при повышающем проникновении в интервале коллекторов. Регистрация диаграмм в линейном масштабе проводимости позволяет получать шкалу сопротивлений, растянутую в интервале низких значений.

Индукционный метод позволяет значительно повысить точность определения удельного сопротивления низкоомных коллекторовводонасыщенных и обводненных песчаников.

При разработке нефтяных месторождений с заводнением коллекторов пресными водами часто невозможно разделить по удельному сопротивлению нефтяные пропластки и пропластки, обводненные закачиваемой водой. В этом случае положительные результаты получены при совместном применении электрометрии и волнового диэлектрического метода (разновидность индукционного метода). Пропластки, обводненные пресной водой, и нефтеносные разделяют по различию диэлектрической проницаемости е, которая составляет для нефти 5-10, для воды 14-20 отн.ед.

Методы определения газонефтяного контакта

1. Контроль за положением газонефтяного контакта (ГНК) осуществляется по следующим данным: а) в неперфорированном

интервале пласта по кривым нейтронных методов НН К НГК ИННК

(рис.26);

Q) в перфорированном интервале пласта по кривым нейтронных методов, по термометрии, по измерениям гамма-плотномером;

в) по промысловым данным.

Основными методами контроля за положением ГНК являются стационарные нейтронные методы: НГК, ННК.

2. Возможность применения нейтронного каротажа для разделения нефтеносной и газоносной частей пласта обусловлена их различием в объемном содержании родорода. Газоносный пласт отличается от нефтеносного (а также и водоносного) меньшим содержанием водорода и меньшей плотностью, что приводит к повышению показаний НГК и ННК при измерениях с зондами, большими инверсионного, против газоносной части пласта. По этому признаку разделяются газоносная и нефтеносная части пласта и осуществляется контроль за продвижением ГНК.

-124-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис.26. Движение ГНК во времени (Анастасиевско-Троицкое месторождение):

а - скв. 98; б - скв. 188; в - скв. 382. Замеры: I - фоновый, II - повторный. Пласты:

1 - газоносный, 2 - нефтеносный

3. На диаграммах НМ в однородном пласте положение ГНК устанавливается в точке начала роста показаний над уровнем показаний в заведомо нефтеносной части пласта. В неоднородном пласте положение ГНК можно определить по результатам сравнения предыдущего и последующего измерений, если за время между измерениями произошло изменение положения ГНК. Сопоставление этих диаграмм позволяет по точке начала увеличения показаний на одной диаграмме относительно другой

125-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

устанавливать положение ГНК как в момент последующего, так и в момент предыдущего измерения. Положение первоначального ГНК определяется в неоднородном пласте по результатам сравнения двух измерений, выполненных после бурения, когда газ оттеснен от забоя фильтратом промывочной жидкости, и после расформирования зоны проникновения.

Промыслово-геофизические методы определения газоводяного контакта аналогичны методам определения водонефтяного контакта.

5.5.2. Виды контактов

Положение водонефтяных и газоводяных контактов залежей, находящихся на стадии разведки, т.е. в положении гидродинамического равновесия, обычно принимается в первом приближении за горизонтальную плоскость. Тщательное изучение закономерностей в положении контактов позволяет в дальнейшем правильно оценить величину запасов, а в некоторых случаях и наметить принципы разработки. Детальное изучение контактов, особенно на крупных месторождениях показывает наличие закономерного смещения (наклона) плоскости ВНК, связанного с региональной гидродинамической характеристикой района. Наличие различных отметок контактов в достаточно однородной толще может свидетельствовать о том, что мы имеем дело с различными залежами при отсутствии гидродинамической связи.

Наличие одинаковых отметок контактов в пластах, кажущихся совершенно самостоятельными залежами, может свидетельствовать о наличии гидродинамической связи между ними. Ярким примером являются пласты Д1 и Дп Туймазинского месторождения. Каждый из них представляет собой громадный объект разработки, но отметки ВНК у них одинаковы - 1470 м. Таким образом, оба этих пласта являются частью одной залежи, а сами пласты гидродинамически связаны. Гидродинамическая связь между пластами Д1 и Дп была обнаружена в процессе эксплуатации, что привело к коренному изменению системы разработки и внедрению внутриконтурного заводнения.

Наряду с региональными закономерностями различные отметки контактов могут быть вызваны также локальными факторами, связанными с особенностями строения пласта-коллектора и наличием так называемой "переходной зоны". Определение гипсометрического положения контактов залежи в сопоставлении со структурными картами по кровле и подошве этой же залежи продуктивного пласта позволяет установить положение внешнего

-126-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

и внутреннего контуров нефтеносности. Для изучения строения поверхности ВНК, а также для построения карт эффективной нефтенасыщенной мощности рекомендуется строить карты изогипс поверхности ВНК.

5.5.3. Понятие о переходной зоне

От правильности определения положения водонефтяного контакта зависят точность подсчета запасов нефти и эффективность контроля за процессами заводнения коллекторов. При определении ВНК методические трудности связаны с нахождением его положения в пределах переходной зоны. Нефтенасыщенность в пределах переходной зоны быстро снижается от предельного значения до нуля:

где А, т - постоянные для данного пласта, зависящие от структуры порового пространства, свойств нефти и воды; Z - расстояние от нижней границы переходной зоны (1<:у='\); !сц, ky - соответственно коэффициенты нефтенасыщенности и водонасыщенности.

Используя связь между водонасыщенностью и удельным сопротивлением пласта рц, можно получить зависимость:

(5.19)

где /о^п - удельное сопротивление водонасыщенного песчаника; п - коэффициент, постоянный для данного пласта и зависящий от структуры порового пространства.

Анализ, проведенный рядом исследователей, показал, что для достаточно однородного пласта п т т, и, следовательно, сопротивление в пределах переходной зоны меняется практически линейно. Это используется на практике при выделении ВНК в интервале переходной зоны.

В гидрофильных породах наличие пластовой воды над зоной 100 %-й водонасыщенности обусловлено ее капиллярным всасыванием, являющимся результатом того, что давление в смачивающей фазе меньше, чем в несмачивающей (нефти и газе). Водонасыщенность соответствует капиллярному давлению в коллекторе (рис.27), т.е. избыточному давлению д<:, которое

-127-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

100%

Водонасьиценность

Рис.27. Распределение флюидов в гидрофильном нефтегазоносном коллекторе:

1 - антиклинальная структура; 2 - газовая шапка: 3 - переходная зона между газоносной и нефтеносной частями пласта: 4 - гаэонефтяной контакт: 5 - уровень, выше которого получают чистые нефть и газ; б - нефтеносная зона; 7 - переходная зона между нефтеносной и водоносной частями пласта (зона двухфазного потока -нефть и вода); 8 - водонефтяной контакт; 9 - зона 100 % водонасыщенности; 10 - зона капиллярного распределения флюидов; 11 - остаточная нефтенасыщенность; 12 -зона однофазного потока - вода

должно быть приложено к несмачивающей фазе, чтобы обеспечить различную все уменьшающуюся степень водонасыщенности путем вытеснения воды из породы:

Дс= о-вн cose • (2/г) =^(о-в- сгн)й,(5.20)

W Рк ~ капиллярное давление; сгдн - поверхностное натяжение на границе раздела фаз вода-нефть; в - угол смачивания водой поверхности твердой фазы (обычно служит мерой смачивания водой поверхности твердой фазы при 0 < cos0 < 1,0); г -средний радиус капилляра; g - ускорение свободного падения;

°в • ^н " разность плотностей воды и нефти; h - высота, для которой рассматривается соотношение между водонасыщен-ностью и р^, соответствующее высоте над верхним уровнем зоны со 100 %-й водонасыщенностью.

Кривая капиллярного давления характеризует распределение капилляров породы по размерам. Ее также можно использовать для вычисления высоты над уровнем зоны 100 %-й водонасыщенности, на которой водонасыщенность равна заданному значению. Для этого можно воспользоваться выражением

(5.21)

- 128-