КОНТРОЛЬ ЗАВОДНЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
Контроль разработки продуктивных пластов предусматривает непрерывный на протяжении всей разработки сбор и обобщение данных о характере внедрения воды в пласты эксплуатационного объекта. Рациональный комплекс наблюдений зависит от геолого-физических условий, применяемых систем разработки и соответственно от ожидаемых закономерностей внедрения воды. Лишь при четко организованном контроле возможно правильное определение мер по регулированию процесса перемещения воды в пластах.
К задачам контроля заводнения относятся следующие:
Ø установление на определенную дату (обычно на начало каждого года) положения границ той части залежи, из которой нефть вытеснена водой, т.е. определение текущего положения ВНК, контуров нефтеносности и разделов между закачиваемой водой и нефтью;
Ø определение скорости перемещения воды в пластах;
Ø определение коэффициента нефтеизвлечения в заводненном объеме.
Эти задачи решаются на основании данных исследования скважин. В настоящее время нет универсального метода, позволяющего уверенно фиксировать положение текущих границ внедряющейся в залежь воды. Поэтому необходимо применять комплекс методов и проводить совместный анализ получаемых результатов. Для каждой залежи, исходя из геологических предпосылок особенностей внедрения воды в продуктивные пласты, следует обосновывать и применять свою систему контроля.
В настоящее время разработаны и применяются прямые методы, такие как контроль по данным о динамике обводнения скважин, гидрохимические и промыслово-геофизические методы, а также косвенные, основанные на систематизации и обобщении различной геолого-промысловой информации.
Рассмотрим основные, наиболее эффективные методы контроля.
Контроль по данным обводнения скважин предусматривает определение границ внедрения воды на основе систематического наблюдения за обводнением добывающих скважин. Этот метод наиболее прост и не требует применения специальных глубинных приборов. Обводненность продукции скважин определяется путем исследования проб жидкости, отбираемых на устье скважин. В результате получают данные о времени появления воды в продукции каждой скважины, о доле воды в жидкости (процент обводнения) на различные даты.
Гидрохимические методы контроляоснованы на наблюдениях за химическим составом попутных вод, которые проводятся в комплексе и одновременно с контролем обводненности продукции скважин. При этом определяют минерализацию, плотность и характерные компоненты химического состава попутной воды, а также содержание искусственных индикаторов, если они подаются в закачиваемую через нагнетательные скважины воду.
Контроль за внедрением воды по данным об обводнении скважин достаточно эффективен лишь для однопластовых объектов. При разработке залежи на природном водонапорном режиме или при законтурном заводнении появление воды в ранее безводных скважинах может означать следующее. Если скважина расположена в водонефтяной зоне и в ней перфорирована верхняя часть нефтенасыщенной толщины пласта, то начало ее обводнения связано с подъемом ВНК и совпадает с моментом, когда поверхность ВНК достигает нижних перфорированных отверстий. Однако следует учитывать, что в случае монолитного пласта вода в продукции скважины может появиться и тогда, когда текущий ВНК еще остается ниже перфорационных отверстий на 2-3 м. Причиной раннего появления воды может быть конусообразование, разрушение глинистой корки в заколонном пространстве под действием перепада давления между перфорированной и водяной частями пласта при работе скважины. В этом случае положение текущего ВНК по данным обводнения может быть несколько завышенным.
Для определения положения текущего ВНК в пределах интервала перфорации по данным о доле воды в продукции скважины предложены различные формулы и эмпирические зависимости. Однако точность количественных определений положения ВНК по этим данным обычно низка. Поэтому показатели обводненности скважины пригодны только для качественных заключений. Если обводненность низкая, то считают, что текущий ВНК расположен в нижней части интервала перфорации; если обводненность высокая, значит, текущий ВНК находится ближе к верхним перфорационным отверстиям.
Появление пластовой воды в скважине, расположенной в пределах начального внутреннего контура нефтеносности залежи, указывает на перемещение внутреннего контура нефтеносности в связи с подъемом ВНК. Зная моменты прохождения текущего внутреннего контура через различные скважины, можно фиксировать его положение на различные даты и определять скорость движения на разных участках залежи. Переход скважины на работу только водой указывает на прохождение через эту точку залежи и внешнего контура нефтеносности. На практике этот момент фиксируется с некоторой долей приближенности, поскольку добывающие скважины обычно отключаются при обводненности 95-98 %.
При заводнении однопластовой залежи данные о начале обводнения скважин закачиваемой водой дают возможность достаточно уверенно фиксировать положение передней границы фронта нагнетаемой воды. При этом, исходя из характера строения пласта по толщине, можно судить, по какой ее части закачиваемая вода подошла к добывающей скважине, а какая ее часть на эту дату осталась нефтенасыщеннои.
Использование данных об обводнении скважин для контроля за заводнением многопластовых объектов малоэффективно.
При использовании данных обводненности скважин необходимо иметь в виду, что появление воды в скважине может быть вызвано техническими причинами, не связанными с вытеснением нефти водой: с негерметичностью эксплуатационных колонн и некачественным цементированием заколонного пространства. При наличии таких дефектов в техническом состоянии скважины в нее может поступать вода из неперфорированных водоносных интервалов - чужая или подошвенная. Все скважины, в которых появление воды связано с техническими причинами, должны быть выявлены, данные по ним исключаются из анализа.
Необходимо проверять техническое состояние скважин, в которых появилась вода, если по другим данным (местоположение скважины на объекте, минерализация воды, характер нарастания обводненности и др.) это не связано с вытеснением нефти. Для этой цели используются методы промысловой геофизики - радиометрические, акустические, термометрические.
Пример выявления заколонной циркуляции по одной из добывающих скважин Ромашкинского месторождения приведен на рис. 110.
В пластах с высокой вертикальной проницаемостью массовое обводнение скважин может быть связано с образованием конусов подошвенной воды (рис. 111). По залежам с установленным конусообразованием данные об обводнении скважин не могут быть использованы для контроля за внедрением воды.
Промыслово-геофизические методы, используемые для контроля заводнения пластов в скважинах, молено разделить на две большие группы: электрометрические и другие виды исследований, проводящиеся в открытом стволе скважин при бурении, и радиометрические, проводящиеся в обсаженных скважинах после их бурения и в процессе эксплуатации.
Рис. 110. Выделение интервала заколонной циркуляции кислородным нейтронно-активационным методом.
Замеры в скважинах: 1 — работающей, 2 — остановленной; интервалы: 3 — перфорации, 4 — заколонной циркуляции
Рис.111. Схема образования конуса воды при наличии подошвенной воды.
Коллекторы: 1 — нефтенасыщенные, 2 — водонасыщенные, 3 — заводненные за счет конусообразования
Исследования в открытом стволе дают ценную информацию по новым скважинам, которые в значительном количестве бурятся позже скважин основного фонда (резервные, оценочные и др.). В этих скважинах с помощью электрометрических методов (БКЗ, СП, ГМ, ИНГМ и др.) достаточно уверенно определяют текущее положение ВНК или выделяют интервалы пластов, заводненные минерализованными водами (рис. 112). Сложнее выделить интервалы пластов-коллекторов на участках, по которым к моменту бурения скважин прошла закачиваемая пресная вода, характеризующаяся высоким электрическим сопротивлением и низким хлорсодержанием, поскольку по данным ГИС их труднее отличать от нефтенасыщенных интервалов.
Основными промыслово-геофизическими методами контроля динамики заводнения пластов на разные даты служат нейтронные методы, применяемые в обсаженных скважинах. Они дают возможность отличать интервалы пластов, насыщенные нефтью или пресной водой, от интервалов, насыщенных пластовой минерализованной водой (с хлорсодержанием). Наиболее широко применяются методы НГМ и ННМ. Иногда этот комплекс дополняется методами НГМнт, ГМ и НА. Хорошие результаты дают исследования импульсным генератором нейтронов. Возможности применения указанных методов значительно расширились после внедрения малогабаритных приборов, позволяющих проводить исследования через насосно-компрессорные трубы в фонтанирующих скважинах.
Наиболее результативны нейтронные методы в скважинах с неперфорированной колонной в интервале исследования, где состав жидкости по стволу скважины не меняется. В этих случаях изменения на диаграммах радиометрии в исследуемом интервале на разные даты однозначно могут быть связаны только с изменением насыщенности коллекторов.
Рис. 112. Пример определения текущего ВНК по данным электрометрии.
Пласты: 1 — нефтенасыщенные, 2 — заводненные закачиваемой водой, 3 — водонасыщенные
Для проведения таких исследований в разных частях залежи бурят специальные контрольные скважины, в которых колонны остаются неперфорированными.
На рис. 113 приведен пример наблюдения за подъемом ВНК в одной из контрольных скважин Мухановского месторождения. В этой скважине в продуктивном пласте C-I толщиной 48 м по данным электрометрии начальный ВНК зарегистрирован на глубине 2086,6 м. Для контроля за его перемещением в скважине периодически проводились замеры нейтронными методами. По данным нейтронного гамма-каротажа установлено, что через 5 лет ВНК поднялся до глубины 2073,6 м, еще через 6 лет - до 2064,8 м, а еще через два года по материалам импульсного нейтронного гамма-каротажа его положение определено на глубине 2060 м.
Подобные исследования нейтронными методами проводятся также в фонтанных добывающих скважинах, в которых по каким-либо причинам часть пластов не перфорирована. Наиболее благоприятны для этой цели условия действующих добывающих скважин на месторождениях, где в разработку введены два или больше эксплуатационных объекта. В этих случаях для контроля за заводнением верхних неперфорированных объектов можно привлекать скважины, эксплуатирующие нижний объект, а скважины верхнего объекта можно использовать для контроля заводнения нижних, вскрытых бурением, но неперфорированных пластов. Однако это возможно при наличии ряда условий.
Рис. 113. Применение НГК для контроля за заводнением пластов, не вскрытых перфорацией.
Условные обозначения см. на рис. 112
Как уже отмечалось, возможности выделения в разрезе скважины с неперфорированной колонной интервалов, заводненных закачиваемой пресной водой, обычно ограничены, так как с помощью нейтронных методов практически невозможно отличить интервалы, насыщенные нефтью, от интервалов, насыщенных пресной водой. Такие заводняющиеся интервалы могут быть выделены на ранних стадиях внедрения воды. При внутриконтурном заводнении это обусловлено тем, что в процессе движения по пласту первая порция закачиваемой воды осолоняется за счет остаточной минерализованной воды продуктивного пласта. В результате этого перед фронтом пресной воды обычно имеется оторочка минерализованной воды. При достаточной периодичности замеров методами радиометрии в контрольных неперфорированных скважинах в краткий период прохождения оторочки осолоненной воды возможно выявить пласты или отдельные их интервалы, обводняющиеся закачиваемой пресной водой.
Это можно показать на примере неперфорированной контрольной скважины горизонта Д1 Ромашкинского месторождения (рис. 114). По данным электрометрии было установлено, что пласты «б» и «гд» полностью нефтенасыщены, а значительная часть пласта «в» (интервал 1756-1760 м) заводнена осолоненной закачиваемой водой. Через полгода по данным комплекса методов НГМ - ННМт определено, что пласт «в» полностью заводнен осолоненной водой (на это указывает смещение кривой ННКт влево относительно кривой НГК во всем интервале пласта).
Исследование с помощью того же комплекса через год показало, что нижняя часть пласта уже обводнена пресной водой (кривая ННКт вновь совместилась с кривой НГК). Верхняя часть этого пласта оставалась заводненной осолоненной водой. В то же время осолоненная вода внедрилась в нижнюю часть пласта «б» в интервале 1744-1751 м.
Через два года пласт «в» уже полностью заводнен пресной водой, пласт «б» в большей нижней части заводнен пресной, а в самой верхней части осолоненной водой; отмечено заводнение осолоненной водой нижней части пласта «гд». Еще через 11 лет пласт «б» полностью обводнился пресной водой, в пласте «гд» осталась нефтенасыщенной лишь самая верхняя его часть толщиной около 2 м, а остальная часть обводнена осолоненной водой.
Выделение в перфорированном многопластовом объекте заводненных пластов - значительно более сложная задача, требующая привлечения методов, основанных на изучении изменения по стволу скважины скорости потока жидкости, состава смеси, температуры и др. С помощью глубинного дебитомера выявляются работающие в скважине пласты. Затем определяется состав жидкости против работающих интервалов, для чего используются замеры диэлектрическим влагомером, гамма-плотномером или резистивиметром. На рис. 115 приведен пример определения в скважине обводненного интервала по комплексу дебитомер - плотномер. Скважина, в которой перфорированы три нефтяных пласта, работала с дебитом 150 м/сут при обводненности 25 %. Глубинным дебитомером установлено, что работали в основном верхний и нижний пласты, на долю которых приходилось соответственно 53 и 42 % общего дебита жидкости в скважине. При исследовании скважины плотномером на глубине 1747 м по резкому увеличению интенсивности гамма-излучения установлена нижняя граница притока жидкости в скважину. Выше этой границы плотность жидкости минимальна, что свидетельствует о притоке из нижнего пласта безводной нефти и о наличии воды в зумпфе скважины. Еще выше, начиная с подошвы верхнего пласта (1725 м), плотность жидкости оказалась более высокой (интенсивность гамма-излучения повысилась), что указывает на приток из верхнего пласта воды вместе с нефтью.
Рис. 114. Заводнение пластов горизонта Д1 Ромашкинского месторождения в контрольной неперфорированной скважине.
Пласты: 1 — нефтенасыщенные, 2 — заводненные осолоненной водой, 3 — заводненные пресной водой
Рис. 115. Пример выделения заводняемого пласта по изменению скорости потока и состава жидкости в стволе работающей скважины.
Пласты: 1 — нефтенасыщенные, 2 — заводненные закачиваемой водой; 3 — интервал перфорации
Наиболее надежное выделение интервалов поступления воды таким способом обеспечивается, когда дебит скважин высок (более 100-120 м/сут) и в колонне не происходит гравитационного разделения нефти и воды. При меньшем дебите вода не полностью выносится на поверхность, часть ее скапливается в нижней части колонны и может частично или полностью перекрыть интервал перфорации. В результате эффективность способа снижается.
При небольшом дебите значительную помощь может оказать метод наведенной активности кислорода, при котором фиксируется движение по стволу скважины воды. На рис. 116 показан пример определения притока пресной воды в одной из добывающих скважин, в которой перфорированы два пласта, работающие с дебитом 8-10 м/сут, при обводненности 60 %. По наведенной активности кислорода на глубине 1607 м четко выделяется нижняя граница притока воды в скважину. Кривые прямого и обращенного зондов сходятся. Судя по замеру плотномером, нижний пласт работает через столб воды в колонне безводной нефтью (методом наведенной активности кислорода движения воды по колонне против него не зафиксировано).
Применение термометрии для выделения обводненных пластов основано на том, что обычно в пласт нагнетается вода с температурой ниже пластовой. Фиксируя в стволе добывающей скважины интервалы с пониженной температурои, удастся выделить пласты, промытые закачиваемой водой. Но, поскольку фронт охлаждения отстает от фронта вытеснения, термометрия дает результаты по пластам, через которые прошли значительные объемы нагнетаемой воды.
Рис. 116. Пример выделения заводняемого пласта методом наведенной активности кислорода.
Условные обозначения см. на рис. 115
Главная цель обобщения комплекса получаемых данных о заводнении продуктивного пласта - установление объема залежи, занятого водой в результате вытеснения нефти, и соответственно - границ размещения оставшихся запасов. Для этого по однопластовым объектам строят на определенные последовательные даты карты с выделением заводненных зон пласта и указанием причин (вида) заводнения; карты поверхности текущего ВНК; карты текущего положения контуров нефтеносности и фронта закачиваемой воды; карты заводненной толщины пластов; карты остаточной нефтенасыщенной толщины и др.
Эти карты могут быть построены каждая в отдельности или в виде совмещенной карты. Строят их с использованием всей полученной на определенную дату информации. Вначале проводят обработку комплекса первичного материала по каждой скважине, в процессе которой выделяют интервалы, заводненные пластовой и закачиваемой водой, устанавливают текущее положение ВНК, определяют обводненную и остаточную нефтенасыщенную толщину и т.п.
В качестве геологической основы используют карту распространения коллекторов разной продуктивности, карту охвата пластов воздействием или карту разработки, на которых показано положение начальных контуров нефтеносности.
Увязывая данные исследования заводнения пластов в скважинах с данными об эксплуатации скважин, определяют положение текущих контуров нефтеносности, выделяют зоны, заводняемые пластовой и закачиваемой водой, или проводят изопахиты заводненной либо остаточной нефтенасыщенной толщины, наносят изгипсы текущей поверхности ВНК.
Построение карт следует начинать с участков, для которых имеется достаточный объем надежной информации, позволяющий установить закономерности заводнения пластов. Эти закономерности могут быть распространены на идентичные участки, менее освещенные исследованиями.
При изучении процесса заводнения многопластового объекта разработки наряду с данными о заводнении пластов в скважинах требуется информация не только о дебите и приемистости в целом по скважине, но и о работе (дебите, обводненности, приемистости) каждого пласта в отдельности.
Эту информацию получают с помощью глубинной потокометрии, влагометрии и других методов (см. § 3 главы XIV).
Названные выше карты строят для каждого пласта многопластового объекта. При этом всю информацию о заводнении и работе пластов, полученную по скважинам, по степени ее достоверности целесообразно разделить на несколько групп. К наиболее достоверным относят данные по скважинам, в которых перфорирован только один пласт, и данные, полученные методами радиометрии в неперфорированных контрольных скважинах. Данные средней достоверности получают по скважинам, в которых перфорировано несколько пластов, но из них работает только один. И наименее достоверны данные по скважинам, в которых перфорированы и работают несколько пластов.
Карты заводнения каждого пласта многопластового объекта строят подобно тому, как это было показано для однопластового объекта. При этом в первую очередь используются наиболее достоверные данные, которые затем дополняются менее достоверными.
В зависимости от особенностей строения пласта, применяемой системы разработки, специфики вытеснения нефти водой, количества и качества фактических данных карты заводнения могут строиться с разной степенью детальности. На рис. 117 приведены карты заводнения участка на многопластовом объекте, разрабатываемого с внутриконтурным нагнетанием воды, составленные на две даты. При сравнении этих карт видно, что вода перемещается лишь по высокопродуктивным коллекторам, из низкопроницаемых коллекторов на этом участке нефть не вытесняется. Необходимо принимать меры по включению в процесс разработки таких частей залежи.
Рис. 117. Карты заводнения пласта на начало 1990 г. и 1995 г.
Породы-коллекторы: 1 — высокопродуктивные нефтенасыщенные, 2 — высокопродуктивные с внедрившейся закачиваемой водой, 3 — малопродуктивные нефтенасыщенные; 4 — границы внедрения закачиваемой воды; скважины: 5 — добывающие, 6 — нагнетательные
При наличии соответствующей информации на этих картах в зонах с внедрившейся водой молено было бы также выделить подзоны, промытые водой по всей толщине и с внедрением воды лишь по части толщины пласта. В последних можно было бы показать остаточную нефтенасыщенную и заводненную толщины.
Карты заводнения используют при определении мер по регулированию разработки, для прогнозирования обводненности добывающих скважин, оценки нефтеотдачи в заводненной зоне пласта, выявления невыработанных целиков нефти.
Из изложенного в главах XIII-XV настоящего учебника видно, что контроль состояния разработки нефтяных залежей - многоплановые трудоемкие, постоянно выполняемые исследования скважин и пластов, перманентное накопление и обобщение получаемых данных. Новые возможности для выполнения комплекса всех этих исследований и повышения эффективности контроля в целом появились в последние годы благодаря созданию компьютерных геолого-технологических моделей залежей, постоянно действующих в течение всего периода их разработки.
Глава XVI
РЕГУЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ В РАЗНЫХ
ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ
Дата добавления: 2015-10-19; просмотров: 2048;