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:

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;

определение скорости перемещения воды в пластах;

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 контроля основаны 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 нефтенасыщенной.

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, можно 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.

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

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

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 определении 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

Рис 113. Применение НГК для контроля за заводнением пластов, не некры­тых перфорацией. Условные обозначения см. на рис. 112

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.

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 осоло-ненной 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. 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 температурой, 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. нарис. 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 изогипсы 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.

Рис. 117. Карты заводнения пласта на начало 1990 г. (а) и 1995 г. (б).

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 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.

При наличии соответствующей информации на этих кар­тах в зонах с внедрившейся водой можно 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.