ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПОСТРОЕНИЯ КАРТ ОХВАТА ВЫТЕСНЕНИЕМ МНОГОПЛАСТОВОГО ОБЪЕКТА




Как было показано, при разработке многопластового эксплуатационного объекта обеспечение доста­точно полного охвата пластов процессом вытеснения пред­ставляет более сложную задачу, чем при разработке однопластового объекта.

Значительные трудности представляет и количественная оценка фактического охвата многопластового объекта про­цессом вытеснения. Как уже отмечалось, для этого необхо­димо определить для каждого пласта в отдельности и затем перейти к оценке этого показателя для объекта в це­лом. Однако показатели работ скважин в этих условиях от­ражают работу какой-то суммы пластов — всех пластов объ­екта или их части, обычно неизвестно какой. Следовательно, показатели работы скважины в целом в подавляющем большинстве не могут быть использованы для характеристики охвата разработкой отдельных пластов.

В связи с этим при изучении охвата вытеснением много­пластового объекта необходимо использовать всевозможные наблюдения в возможно большем количестве скважин, отно­сительно равномерно размещенных по площади объекта, ко­торые при комплексном использовании позволяют получить дифференцированную оценку работы пластов.

В первую очередь необходимо организовать систематичес­кие наблюдения за работой тех нагнетательных и добываю­щих скважин, в которых вскрыт перфорацией только один из пластов (в связи с отсутствием в разрезе скважины других пластов-коллекторов, расположением скважины в зоне ВНК, где нижние пласты водоносны, и т.д., а также наличием спе­циально подготовленных для контроля за работой отдельных пластов). Таких скважин бывает немного, но они дают наи­более надежную информацию и поэтому на протяжении все­го периода разработки должны находиться в центре внима­ния промыслового геолога.

В скважинах, как нагнетательных, так и добывающих, в которых перфорацией вскрыты два пласта или более, долж­ны проводиться глубинные исследования, главная цель кото­рых — выявить работающие и бездействующие пласты и дать количественную оценку показателей эксплуатации каж­дого из работающих пластов. Поскольку охват залежи вы­теснением обеспечивается за счет нагнетания воды, в первую очередь выявляются и оцениваются пласты, принимающие воду в нагнетательных скважинах, затем (или параллельно) ведут соответствующие исследования пластов в добывающих скважинах. Ниже дается краткая характеристика методов исследования скважин, с помощью которых решается эта задача.

Метод радиоактивных изотопов. Для выявления пластов, принимающих воду в нагнетательных скважинах, одним из первых стали использовать метод радиоактивных изотопов. В нагнетаемую воду добавляют радиоактивное вещество, часть которого адсорбируется на породе принимающих ее пластов, В результате на диаграммах гамма-каротажа, снятых после закачки изотопов, эти пласты выделяются резкими радиоак­тивными аномалиями. Сравнивая диаграммы гамма-каротажа, снятые до и после закачки изотопов, можно с большой сте­пенью надежности выделять такие пласты.

На рис. 96 приведены результаты исследования методом •изотопов одной из нагнетательных скважин Ромашкинского месторождения. В скважине перфорированы четыре продук­тивных пласта, в которые производится совместная закачка воды. На диаграмме гамма-каротажа видно, что воду прини­мают только два из этих пластов — верхний и нижний, в то же время в связи с некачественным цементированием колон­ны часть воды поступает в два ниже залегающих, частично или полностью водоносных неперфорированных пласта (такие нежелательные случаи не единичны, и их выявление позволяет устранять непроизводительную закачку воды).

По тому же принципу принимающие воду пласты можно выделять путем закачки вместе с водой веществ, обладающих аномально высоким сечением захвата тепловых нейтронов и фиксируемых в пластах методом импульсного нейтронного каротажа.

Недостаток метода заключается в том, что он, обеспечивая качественную картину, количественного выражения приемистости пластов не дает. Поэтому, а главное в интересах охраны недр, метод радиоактивных изотопов на практике широкого применения не нашел.

Метод механической потокометрии работу пластов в нагнетательных и добывающих скважинах изучают с помощью глубинных расходомеров-дебитомеров, фиксирующих скорость потока по стволу скважины. Основной узел прибо­ра — датчик турбинного типа (вертушка), реже поплавково­го, дискового или других типов. Частота вращения вертушки пропорциональна расходу жидкости, проходящей через сече­ние скважины в точке установки прибора. Перемещая при­бор по стволу скважины и замеряя частоту вращения вер­тушки, устанавливают количество жидкости, перемещающей­ся на разных глубинах. Данные замеров представляются в виде интегральных кривых, показывающих изменение по глубине ствола скважины суммарного дебита (расхода), или в виде дифференциальных профилей притока (расхода), пока­зывающих дебиты (приемистость) каждого пласта.

На. рис. 97 показан профиль притока по добывающей скважине, в которой перфорированы три пласта. В этой скважине дебитомер фиксирует приток жидкости только из двух верхних пластов. Дебит верхнего пласта составляет око­ло 52 м3/сут, в том числе из самой верхней его части посту­пает примерно 5, из средней части 15, из нижней около 32 м3/сут. Средний пласт работает с дебитом около 47 м3/сут, в том числе из его верхней части поступает приблизительно 20 м3/сут, из нижней около 27 м3/сут, а из средней части приток не фиксируется.

 

 
 


Рис. 96. Результаты исследования нагнетательной скважины радиоактивны­ми изотопами. Пласты: 1 — работающие, 2 — неработающие; 3 — интервал перфорации


Рис.97 профиль притока в добывающей скважине по данным исследования глубинным дебитомером.

Условные обозначения см. на рис.96

На рис. 98 приведен профиль приемистости нагнетатель­ной скважины, в которой перфорированы три пласта. Из них воду принимает только нижний, наиболее мощный вы­сокопроницаемый пласт. Суммарная приемистость его около 500 м3 /сут, причем по толщине она неравномерна.

Метод механической потокометрии применяется весьма широко на практике.


 

Рис. 98. Профиль приемистости нагнетательной скважины по данным ис­следования глубинным расходомером.

Условные обозначения см. на рис 96

 

Метод термокондуктивной потокометрии. Он основан на зависимости температуры специального датчика глубинного прибора от скорости проходящего потока жидкости. Термо­датчиком служит резистор, нагреваемый током до темпера­туры выше окружающей среды.

Результаты измерений в скважинах, проводимых термо-кондуктивными дебитомерами-расходомерами, также пред­ставляются обычно в виде кривых, характеризующих про­филь притока (расхода) в интервале продуктивного разреза скважины.

Этот метод в отличие от метода механической потокомет­рии менее точен. Его можно использовать главным образом для качественных оценок, т.е. для выделения работающих и неработающих пластов.

При использовании методов механической и термокондуктивной потокометрии необходимо учитывать, что выделяе­мые ими интервалы часто оказываются меньше фактически работающей толщины пласта. Этот факт установлен на ос­новании многочисленных прямых и косвенных наблюдений. Так, коэффициент охвата для горизонта Д1 Ромашкинского месторождения, определяемый в соответствии с работающей толщиной, полученной по данным потокометрии, оказался меньше заводненной части горизонта, где охваченный вы­теснением (т.е. уже заводненный!) объем надежно выделен другими методами.

Занижение глубинными дебитомерами-расходомерами ра­ботающей толщины пластов связано с недостаточной чувствительностью приборов, а также с неучетом ими особеннос­тей потоков жидкости между скважинами.

Из сказанного следует, что данные дебитометрии-расходометрии следует использовать в комплексе с другими данными.

С помощью информации, получаемой методом потокометрии, можно надежно определять, какие из перфорирован­ных пластов не включены в работу в данной скважине и ка­ков дебит (приемистость) каждого пласта, работающего в скважине.

Термометрический метод. Использование метода предус­матривает снятие температурных кривых в продуктивной части разреза, что позволяет выделять работающие и нерабо­тающие пласты. Особенно результативен он в нагнетатель­ных скважинах.

В стволе действующей нагнетательной скважины устанав­ливается наведенный тепловой режим, отличающийся от при­родного, и температурная кривая приобретает вид почти вер­тикальной линии с характерным изломом против подошвы нижнего поглощающего пласта. После прекращения закачки против не принимающих воду интервалов разреза происхо­дит быстрое восстановление температуры, против поглоща­ющих интервалов температура длительное время остается сниженной. На температурной кривой, снятой при остановке скважины, поглощающие пласты четко фиксируются отрица­тельными аномалиями температуры.

На рис. 99 приведена термограмма нагнетательной скважины,


Рис. 99. Термограмма нагнетательной скважины. Условные обозначения см. на рис. 96

 

снятая через некоторое время после прекращения за­качки. На термограмме видно, что из трех перфорированных пластов в скважине воду принимает только один — средний.

Выделение работающих пластов по термограммам в добы­вающих скважинах, полученным при их работе, менее на­дежно, так как распределение температуры по стволу сква­жины определяется рядом факторов: дроссельным эффектом, калориметрическим смешиванием жидкости, поступающей в скважину из пластов с разной температурой, теплообменом восходящего потока с окружающими ствол скважины гор­ными породами.

Термограмма действующей скважины с одним работаю­щим пластом имеет простой вид: против подошвы работающего пласта за счет проявления дроссельного эффекта на­блюдается сдвиг температурной кривой Т на величину по сравнению с естественной геотермой (рис. 100). Кровля работающего пласта на термограмме не выделяется.

В добывающей скважине с несколькими работающими пластами поступление жидкости из верхних пластов отмеча­ется скачкообразным изменением угла наклона термограммы к оси глубин, связанным с калориметрическим смешиванием двух потоков жидкости (восходящего и притекающего из пластов) (рис. 101).

Метод фотоколориметрии нефти. Основан метод на опре­делении коэффициента светопоглощения нефти Ксп, который зависит от содержания в нефти окрашенных веществ (смол и асфальтенов). Ксп нефти определяют путем исследования пробы нефти, отобранной на устье скважины, с помощью фо­токолориметрии. Обычно его значение изменяется в доста­точно широких пределах по площади залежи и по толщине горизонта:

Рис.100. проявление дроссельного эффекта на термограмме действующей добывающей скважины с одним работающим пластом:

1 – интервал перфорации; Т0 – геотерма; Т – термограмма

 

из скважин добывается "меченая" нефть, имею­щая определенные свойства в каждой точке пласта.

Значение Ксп увеличивается от свода к периферии залежи и от кровли к подошве пласта. Так, Ксп нефти горизонта Д1 Бавлинского месторождения возрастает от 192 ед. в присводовой части залежи до 450 ед. вблизи внешнего контура неф­теносности. В процессе разработки этого однопластового относительно монолитного эксплуатационного объекта с применением законтурного заводнения происходит стягива­ние контуров нефтеносности. В результате нефть из перифе­рийных частей залежи перемещается к скважинам внутрен­них ее частей. Соответственно нефти, добываемой из этих

 

Рис. 101. Термограмма дейст­вующей добывающей сква­жины с дроссельным эффек­том против нижнего пласта и эффектом калориметрическо­го смешивания жидкости против двух верхних плас­тов.

Условные обозначения см. на рис. 100

 

скважин, возрастает.

Периодически строя карты значений Ксп нефти в изолиниях и сопоставляя их, можно судить о направлении линий то­ка жидкости в пласте и скорости ее движения.

Многопластовые объекты нередко характеризуются рез­ким изменением значений Ксп нефти по разрезу, в результате чего пласты или группы пластов имеют разные диапазоны значений Ксп. Так, в пласте Б1 на Западно - Сургутском месторождении в Западной Сибири Ксп нефти изменяется от 300 до 543 ед., а в разрабатываемом совместно с ним пласте Б10 — в диапазоне 120-310 ед.

Учитывая резкое различие Ксп нефтей разных пластов, по значению Кспнефти, получаемой из скважины, можно судить, какие пласты в ней работают на дату замера.

При точно установленных закономерностях изменения нефти по толщине объекта разработки и по площади каждо­го пласта можно рассчитать количественное распределение дебита скважины между совместно работающими пластами. Так, при двухпластовом объекте доли пластов в общем деби­те скважины соответственно равны:

q1 = (Ксп2 – Ксп см)(Ксп2 – Ксп1);

q2 = (Ксп см – Ксп1)(Ксп2 – Ксп1), (XIV.8)

где q1 q2 - относительные дебиты соответственно первого и второго пластов; Ксп1, Ксп2 – значения Ксп нефти соответственно первого и второго пластов; Ксп см – смеси нефти двух пластов, полученной из скважины.

Кроме описанных выше методов, для выделения работа­ющих и неработающих пластов могут привлекаться и другие виды исследования, такие, как нейтронный каротаж, резистивиметрия и т.п. Выделение неработающих пластов ней­тронными методами основано на том, что в их призабойной зоне остается фильтрат промывочной жидкости, попавшей при бурении или при ремонте скважин, и на диаграммах ме­тодов НГМ —ННМт они выделяются как водоносные. Если скважина дает безводную нефть, значит, эти пласты не участ­вуют в работе скважины.

Рис. 102. Определение неработающих пластов в добывающей скважине по данным комплекса НГМ-ННМт.

Условные обозначения см. на рис. 96

 

На рис. 102 приведен пример выделения работающих и неработающих пластов в безводной эксплуатационной сква­жине нейтронными методами. Здесь верхние три прослоя по комплексу НГМ — ННМт выделяются как нефтеносные, сле­довательно, они работают, Нижний, нефтеносный по данным электрометрии, перфорированный пласт, видимо, не работа­ет, так как на диаграммах радиометрии он выделяется как водоносный. Поскольку скважина работает безводной неф­тью, можно полагать, что этот пласт загрязнен фильтратом раствора, а это в свою очередь указывает на то, что приток из него не вызван.

Как уже указывалось, важную информацию о степени ох­вата пласта процессом вытеснения дают данные о пластовом давлении. Однако в условиях совместной работы пластов в скважине фиксируется давление, соответствующее наиболее активно работающему пласту. Данные о пластовом давлении в каждом из пластов можно получить косвенным способом — путем исследования скважины методом установившихся от­боров с определением дебита пластов глубинным потокомером и замером забойного давления, общего для всех пластов. Построение по этим данным индикаторных диаграмм и экс­траполяция их до оси давлений позволяют найти значения пластового давления для каждого пласта в отдельности (см. § 4 главы XIII).

Для построения карт охвата пластов многопластового объ­екта воздействием проводят систематизацию и обобщение в комплексе всей имеющейся промыслово-геологической ин­формации об особенностях геологического строения объекта разработки, применяемой системы разработки, о работе каждого пласта в скважинах, взаимодействии добывающих и нагнетательных скважин.

Обобщение данных проводят примерно в такой последо­вательности.

Вначале обобщают все данные о строении объекта разра­ботки: для каждого пласта многопластового объекта строят карты, характеризующие его макро- и микронеоднородность по площади, — карты распространения коллекторов в целом и коллекторов разных типов. Эти карты используются в ка­честве геологической основы для анализа,

Затем обобщают все имеющиеся данные о работе пластов в каждой действующей нагнетательной и добывающей сква­жине: выделяют работающие и неработающие пласты, опре­деляют приемистость и дебиты работающих пластов.

При обобщении информации о работе пластов полезно разделить ее по степени надежности на несколько групп.

К группе самых достоверных данных следует относить информацию, полученную по скважинам, в которых перфо­рирован только один пласт. В этом случае все данные о ра­боте скважины (дебит или приемистость, обводненность, пластовое давление, газовый фактор и др.) соответствуют данным о работе именно этого пласта. Обработка такой ин­формации наиболее проста и не требует специальных при­емов.

Ко второй группе данных, менее достоверных, следует от­носить информацию по скважинам, в которых перфориро­вано два-три пласта или более, но работает только один пласт. В этом случае дебит (приемистость), замеренный на поверхности, а также пластовое давление могут быть отнесе­ны только к работающему пласту. Достоверность материалов этой группы зависит от степени надежности доказательств того, что в данной скважине действительно работает только один конкретный пласт. Прямыми доказательствами служат данные глубинной потокометрии, термометрии, Ксп нефти и др..

При большом фонде скважин, при механизированной эксплуатации и т.д. количество таких доказательств часто оказывается ограниченным. В таких случаях привлекают кос­венные данные. Скважины, в которых охвачен вытеснением лишь один из перфорированных пластов, могут быть доста­точно надежно выделены путем тщательного сопоставления перфорированных пластов в нагнетательных и ближайших добывающих скважинах и изучения характера их взаимодей­ствия. При этом исходят из следующих рассуждений. Допус­тим, в нагнетательной и ближайшей добывающей скважине в связи с макронеоднородностью перфорированы одноимен­ный пласт и по одному разноименному пласту. При явной реакции добывающей скважины на закачку воды можно уве­ренно считать, что в нагнетательной скважине воду принима­ет (т.е. в районе этой скважины охвачен вытеснением) пласт, имеющийся в обеих скважинах. При значительной приемис­тости нагнетательной скважины, но при отсутствии влияния на добывающую скважину (если нет оснований для предпо­ложения о наличии литологического или другого экрана меж­ду скважинами) можно сделать вывод о том, что в нагнета­тельной скважине воду принимает лишь пласт, отсутствую­щий в рассматриваемой добывающей скважине.

Поясним изложенный методический прием на конкретном более сложном примере (рис. 103. а). Закачка воды ведется через скв. 2, в которой перфорированы пласты, а, 6, в и д. В соседней добывающей скв. 1, которая устойчиво фонтаниру­ет при неизменном пластовом давлении, перфорированы три идентичных интервала — пласты а, б и в, а также пласт г, отсутствующий в нагнетательной скв. 2. В этом случае можно уверенно сказать, что в скв. 2 воду принимает один или не­сколько из пластов а, б и в, но какой из них (или какие), неизвестно. В другой эксплуатационной.скв. 3 перфорирова­ны пласты а, б, г и д. Скв. 3 на закачку воды в скв. 2 не реа­гирует (прекратила фонтанирование, пластовое давление снижено), Следовательно, в нагнетательной скв. 2 воду при­нимает лишь пласт, в котором и взаимодействуют скв. 2 и 1, Остальные пласты в районе этих скважин процессом вытес­нения не охвачены — пласты а, б, д в связи с тем, что они не принимают воду, а пласт г потому, что он отсутствует в разрезе нагнетательной скважины.

В другом примере (рис. 103, б) в нагнетательной скв. 5 перфорированы пласты а, б и г. В добывающей скв. 4 пер­форированы пласты а и б, а также пласт д; в добывающей скв. 6 — пласты а и г, а также пласт в. Если из этих двух добывающих скважин на закачку воды реагирует только скв. 6, то воду принимает пласт г. Подбирая таким путем добы­вающие скважины с разными перфорированными пластами и анализируя их взаимодействие с нагнетательными, можно выявить скважины, в которых работает только один пласт, и использовать данные о работе скважины в целом для харак­теристики этого пласта.

К третьей группе данных следует относить информацию по наиболее значительным по размерам участкам эксплуата­ционного объекта, где одновременно работают два или не­сколько пластов. Эта информация в целом оказывается наи­менее достоверной вследствие

Рис. 103. Выделение работающих пластов по взаимодействию скважин;

А - работает только пласт в; Б работает только пласт г; пласты: 1 -перфорированные, 2 — работающие, 3 неработающие; скважины:4 нагнетательные, 5 добывающие, хорошо реагирующие на закачку, 6 — добывающие, не реагирующие на закачку; а—д — индексы пластов

 

недостаточного количества ис­следованных скважин, а также из-за погрешностей в измере­ниях.

Для выделения работающих пластов и распределения деби­та (приемистости) между ними следует использовать все пря­мые и косвенные данные. В первую очередь анализируют все имеющиеся данные исследования пластов в скважинах. На участках, не имеющих информации, но прилегающих к ис­следованным скважинам с несколькими работающими плас­тами и к участкам, освещенным информацией первой и вто­рой групп, применяют косвенный прием, используемый для выделения одного работающего пласта, но позволяющий вы­делить здесь два и более одновременно работающих пласта. При распределении дебита (приемистости) между пластами учитывают соотношение значений толщины и проницаемос­ти пластов в каждой рассматриваемой скважине. Правиль­ность распределения оценивают, сравнивая анализируемую часть участка с другими его частями с близкой характеристи­кой, хорошо освещенными глубинными исследованиями, и при необходимости вносят коррективы.

Всю информацию о работе каждого пласта в добывающих и нагнетательных скважинах наносят на карты распростра­нения коллекторов. Затем по аналогии с однопластовым объ­ектом в пределах каждого пласта многопластового объекта выделяют зоны, охваченные и не охваченные процессом вы­теснения



Поделиться:




Поиск по сайту

©2015-2024 poisk-ru.ru
Все права принадлежать их авторам. Данный сайт не претендует на авторства, а предоставляет бесплатное использование.
Дата создания страницы: 2017-11-22 Нарушение авторских прав и Нарушение персональных данных


Поиск по сайту: