Содержание к диссертации
Введение
I. Характеристика объектов геофизического контроля
1. Залежи нефти 14
1.1. Геологическое строение залежей, условия залегания и характеристика коллекторов 14
1.2. Свойства пластовых флюидов и характеристики вытеснения нефти водой 27
2. Методы повышения нефтеотдачи и задачи геофизического мониторинга выработки запасов нефти 32
2.1. Методы повышения нефтеотдачи 32
2.2. Задачи геофизического контроля за вытеснением нефти в пласте 37
Выводы 45
II. Изучение возможностей геофизических методов по оценке нефтенасыщения пластов в обсаженных скважинах и разработка технологий контроля 48
3. Изучение закономерностей распределения нефтенасыщенности в призабойной зоне коллекторов 48
3.1. Исследование процессов расформирования зоны проникновения в продуктивных пластах, не вскрытых перфорацией 50
3.2. Анализ измерений нефтенасыщенности пластов, вскрытых перфорацией в добывающих скважинах 59
3.2.1. Данные исследований коллекторов, насыщенных маловязкой нефтью 60
3.2.2. Результаты исследований пластов, насыщенных вязкой нефтью 63
3.3. Особенности нефтенасыщения пластов в нагнетательных скважинах 68
4. Разработка технологий контроля за выработкой пластов в скважинах со стеклопластковыми хвостовиками 70
4.1. Анализ факторов, влияющих на точность определения нефтенасыщенности по данным индукционного каротажа 72
4.2. Оценка минерализации воды в пласте 79
4.3 Изучение возможностей ядерно-магнитного каротажа при исследовании пластов в обсаженных скважинах 88
4.4. Оценка нефтенасыщенности коллекторов по данным диэлектрического каротажа 93
4.5. Определение остаточной нефтенасыщенности по технологии «каротаж-закачка-каротаж» 99
4.6. Оценка нефтенасыщения пластов по результатам исследований в очаге нагнетания методом интегрального ГК 112
4.7. Технология мониторинга текущей нефтенасыщенности 123
4.8. Контроль за выработкой запасов нефти на опытных участках 129
5. Изучение возможностей геофизических методов по контролю за нефтена-
сыщением пластов в скважинах, обсаженных стальной колонной 134
5.1. Контроль за обводнением продуктивных коллекторов по данным импульсного нейтронного каротажа 135
5.2. Сопоставление данных исследований индукционным и углерод-кислородным каротажем 143
5.3. Контроль за выработкой запасов многопластовых объектов разработки 150
6. Разработка технологии определения нефтенасыщения коллекторов
в боковых отводах бурящихся скважин 155
Выводы 167
III. Изучение процессов заводнения продуктивных коллекторов закачиваемой водой и оценка эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи 173
7. Изучение процесса вытеснения нефти закачиваемой водой 173
7.1. Определение параметров выработки пластов, насыщенных маловязкой нефтью 173
7.1.1. Результаты исследований на опытном участке щ Миннибаевской площади 175
7.1.2, Результаты мониторинга за заводнением пластов на опытном участке Зеленогорской площади 191
7.2. Особенности процесса вытеснения вязкой нефти из терригенных отложений 203
7.2.1. Определение параметров заводнения пластов с вязкой нефтью 203
7.2.2. Контроль за выработкой запасов высоковязкой нефти 216
7.3. Оценка параметров заводнения карбонатных коллекторов 221
7.3.1. Изучение особенностей заводнения коллекторов турнейского возраста 221
7.3.2. Анализ выработки запасов нефти каширо-подольских отложений 224
8. Исследование процесса заводнения пластов при применении новых методов увеличения нефтеотдачи 233
8.1. Оперативная оценка эффективности воздействия на залежь методами увеличения нефтеотдачи 233
8.2. Изучение процесса вытеснения вязкой нефти загущенной водой. 238
8.3. Исследование механизма вытеснения маловязкой нефти водой, загущенной оксиэтилцеллюлозой 248
8.4. Оценка эффективности микробиологического воздействия 256
Выводы 260
Заключение 265
Литература
- Геологическое строение залежей, условия залегания и характеристика коллекторов
- Анализ измерений нефтенасыщенности пластов, вскрытых перфорацией в добывающих скважинах
- Изучение возможностей ядерно-магнитного каротажа при исследовании пластов в обсаженных скважинах
- Результаты мониторинга за заводнением пластов на опытном участке Зеленогорской площади
Введение к работе
Актуальность проблемы. Основные крупные месторождения нефти находятся на поздней стадии разработки. В условиях падающей добычи нефти, высокой обводненности продукции скважин и ухудшающейся структуры остаточных запасов особенное значение приобретают методы геофизического контроля разработки. Основной объем исследований в действующих скважинах проводится с целью контроля за их техническим состоянием и оценки эксплуатационных характеристик пласта методами потокометрии. Измерения по определению насыщенности коллекторов выполняются нерегулярно и в отдельных скважинах, их доля не превышает 2 % от измерений, выполняемых в действующем фонде скважин. Геофизические исследования по контролю за вытеснением нефти в пласте проводятся нецеленаправленно и в ограниченном объеме из-за недостатка эффективных технологий, позволяющих получить информацию о состоянии выработки запасов нефти по толщине пласта. С другой стороны, отсутствует системный подход как к проведению исследований, так и к обобщению накопленных для данной залежи геофизических и промысловых данных. Считается, что наиболее важная информация о выработке запасов нефти может быть получена по результатам геофизических исследований добывающих скважин, фонд которых слабо исследуется. Не придается должного значения данным исследований нагнетательных скважин. Необходимо разработать новый подход к решению проблемы контроля за разработкой, который позволил бы объединить имеющиеся разрозненные данные о состоянии выработки запасов нефти.
Наиболее точная информация о текущей нефтенасыщенности пластов в процессе их разработки может быть получена по данным измерений методом электромагнитного каротажа в скважинах, обсаженных стеклопластиковыми хвостовиками (СПХ). Исследования в скважинах с СПХ позволяют предложить новые методики определения насыщения пластов, ряд которых может быть использован и в скважинах обычной конструкции со стальной колонной. Акту-
альность задачи обусловлена необходимостью разработки новых технологий контроля за выработкой запасов нефти геофизическими методами.
Цель работы. Повышение эффективности мониторинга разработки нефтяных месторождений путем создания новых геофизических технологий контроля за вытеснением нефти в пласте для получения комплексной геологической информации о состоянии выработки запасов нефти.
Основные задачи исследований. 1. Изучение закономерностей распределения нефтенасыщенности в прискважинной зоне пластов в наблюдательных, нагнетательных и добывающих скважинах.
Исследование возможностей и ограничений методов определения насыщенности коллекторов в обсаженных скважинах.
Разработка методики оценки минерализации воды в прискважинной зоне пласта в обсаженной скважине.
Разработка технологий определения текущей и остаточной нефтенасыщенности пласта по данным индукционного каротажа (ИК).
Разработка технологии оперативной оценки эффективности воздействия на пласт новыми методами увеличения нефтеотдачи (МУН).
Разработка технологии оценки нефтеиасыщения пластов по результатам измерений методом интегрального гамм а-каротажа (ГК) радиогеохимических аномалий в очаге нагнетания.
Разработка новой концепции получения комплексной геологической информации о состоянии выработки запасов нефти.
Разработка технологии определения нефтеиасыщения коллекторов но данным измерений ИК в открытом стволе боковых отводов при вскрытии их на «пресной» и высокоминерализованной промывочных жидкостях.
Определение области применения разработанных методик и технологий в различных геолого-технологических условиях.
Исследование особенностей и характеристик процесса вытеснения нефти при заводнении коллекторов закачиваемой водой и применении новых МУН.
Широкое опробование и внедрение результатов исследований на многопластовых объектах разработки.
Методики исследований. Для решения поставленных задач проводились теоретические и экспериментальные исследования в лабораторных и полевых условиях, математическое моделирование и физические эксперименты с целью получения точностных и информационных характеристик разработанных технологий. Выполнялись: исследования по определению электрических параметров кернов и композиций, применяемых для повышения нефтеотдачи; экспериментальные исследования на скважинах; комплексный анализ и обобщение геологических, промысловых и геофизических данных, результатов опробования и эксплуатации скважин.
Достоверность научных выводов и рекомендаций устанавливалась путем сопоставления полученных экспериментальных и теоретических данных с результатами лабораторных исследований кернового материала и опробования скважин.
Научная новизна
В результате анализа процессов в призабойной зоне кварцевого продуктивного коллектора в обсаженных скважинах установлены закономерности распределения нефтенасыщенности в прискважинной зоне пластов в наблюдательных, добывающих и нагнетательных скважинах.
Обоснована концепция получения комплексной геологической информации о состоянии выработки продуктивных коллекторов:
- показано, что по результатам ГИС в нагнетательных скважинах может быть получена важная информация об обводнении пластов; предложено выделять пропластки, слабоохваченные заводнением, по результатам мониторинга радиогеохимических аномалий в очаге нагнетания методом интегрального ГК;
- установлены возможности и ограничения методов ИК, ВДК, ИНК, С/О, ЯМК на поздней стадии разработки, впервые предложен и опробован метод пакернои индукционной резистивиметрии; предложена и обоснована методика определения минерализации воды в пласте.
3. Разработаны научные основы новых технологий: количественной
оценки параметров выработки пластов в скважинах с СПХ; оценки нефтена-
сыщения коллекторов в боковых отводах бурящихся скважин.
4. Установлены особенности изменения нефтенасыщенности пластов при
вытеснении нефти закачиваемой водой и применении новых МУН, определены
параметры выработки терригенных и карбонатных коллекторов.
Основные защищаемые положения
Особенности изменения нефтенасыщенности кварцевых коллекторов в процессе разработки залежей, установленные по результатам измерений в обсаженных скважинах.
Возможности и ограничения контроля за нефтенасыщеиием пластов и обсаженных скважинах на поздней стадии разработки методами: ИК, ВДК, ЯМК, ИНК, С/О, пакернои резистивиметрии, и интегрального ГК при образовании радиогеохимических аномалий в очаге нагнетания.
Концепция получения комплексной информации о состоянии выработки запасов нефти путем сопоставления геологических, промысловых и гидродинамических данных и результатов анализа ГИС, полученных в скважинах стандартной и специальной конструкций.
Основные защищаемые результаты
Технологии количественного определения нефтенасыщенности пластов в скважинах с СПХ, технология определения нефтенасыщения коллекторов в боковых отводах бурящихся скважин.
Технология оценки нефтенасыщения пластов путем мониторинга в очаге нагнетания радиогеохимических аномалий методом интегрального ГК.
3. Параметры выработки терригенных и карбонатных пластов при заводнении их закачиваемой водой и применении новых МУН.
Практическая ценность. Результаты исследований составляют методическую основу для изучения процессов заводнения коллекторов в скважинах специальной и обычной конструкции. Выполненные исследования позволили повысить точность и достоверность интерпретации геофизических измерений, планировать производственные измерения с учетом новых данных о рациональной области применения различных методов промысловой геофизики. Применение технологии контроля за выработкой запасов нефти в скважинах с СПХ позволяет получить количественную информацию об изменении текущей нефтенасыщенности пластов в процессе их разработки. Методика определения остаточной нефтенасыщенности перфорированных пластов, обсаженных стеклопластиковыми трубами, позволяет повысить точность определения остаточной нефтенасыщенности и обеспечивает воспроизводимость значений остаточной нефтенасыщенности на уровне 1-2 %. Разработанная методика оперативной оценки МУН позволяет оценить эффективность воздействия на залежь новым методом увеличения нефтеотдачи, путем обработки призабойной зоны коллектора и определения нефтенасыщенности пласта до и после закачки реагента. Технология определения нефтенасыщения пластов в боковых отводах обеспечивает решение поставленной задачи, при вскрытии продуктивных отложений на «пресной» и высокоминерализованной промывочных жидкостях с удельным электросопротивлением (УЭС) до 0,025 Ом-м. Технология оценки нефтенасыщения пластов по результатам мониторинга методом ГК радиогеохимических аномалий в нагнетательных скважинах, позволяет выделить толщины пластов, слабоохваченные заводнением. Предложенный комплексный подход к изучению состояния заводнения коллекторов позволяет определить местоположение в разрезе месторождения текущих запасов нефти, выполнить анализ выработки запасов нефти и выбрать мероприятия по совершенствованию применяемой системы разработки.
Реализация в промышленности. Разработанные технологии, способы исследований и интерпретации внедрены в производство на нефтяных месторождениях Татарстана, Башкортостана, Пермской области, Шенлинской нефтяной компании (КНР), ТПП «Когальшнефтегаз», ОАО «Сургутнефтегаз».
Для обеспечения внедрения результатов исследований подготовлены и переданы производственным предприятиям следующие методические руководства: «Методическое руководство по определению нефтенасыщенности перфорированных пластов по данным индукционного каротажа в скважинах со стеклопластиковыми хвостовиками», 1990 г.; «Методическое руководство по проведению измерений и интерпретации результатов исследований в скважинах со стеклопластиковыми хвостовиками», 1994 г.; «Методическое руководство по определению выработки продуктивных коллекторов и операгивной оценке методов повышения нефтеотдачи в скважинах специальной конструкции», 1996 г.; «Технология определения удельного электрического сопротивления и характера насыщения коллекторов в боковых отводах скважин», 2000 г, «Методическое руководство по определению текущей нефтенасыщенности продуктивных коллекторов, обсаженных стеклопластиковыми трубами», 2000 г.
Апробация работы. Результаты диссертационной работы опубликованы в монографии «Геофизический мониторинг разработки нефтяных пластов, обсаженных стеклопластиковыми трубами» - Уфа: ГУП «Уфимский полиграф-комбинат», 2001 г. и в 41 печатных работах.
Основные положения и результаты диссертации докладывались и обсуждались на Международной конференции «Проблемы комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов», г. Казань, 1994 г.; Международном симпозиуме по ГИС в процессе разработки нефтяных месторождений с заводнением, г. Пекин, 1996 г.; Международном симпозиуме «Новая техника для исследования бурящихся и действующих вертикальных, наклонных и горизонтальных скважинах», г. Уфа, 1997 г.; Международной гео-
физической конференции и выставке, г. Москва, 1997 г.; Международном симпозиуме «Геофизические технологии контроля разработки, технического состояния скважин и интенсификации добычи нефти на нефтегазовых месторождениях», г. Уфа, 1998 г.; Международном симпозиуме «Новые высокие информационные технологии для нефтегазовой промышленности», г. Уфа, 1999 г.; I, II Российско-Китайском симпозиумах по промысловой геофизике, г. Уфа, 2000 г., г. Шанхай, 2002 г.; научно-практической конференции, посвященной пятидесятилетию открытия девонской нефти Ромашкинского месторождения, г. Лениногорск, 1998 г.; Республиканской научно-практической конференции «Состояние и перспективы использования геофизических методов для решения актуальных задач поисков, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых», г. Октябрьский, 1999 г.; научно-технических советах объединений «Татнефть» и «Башнефть», ТПП «Когалымнефтегаз», ПДДН «Лукойл-Пермь», заседаниях Ученого совета АО НПФ «Геофизика».
Объем работы. Диссертация объемом 283 стр. состоит из введения, восьми глав, объединенных в три раздела, заключения. Содержит 41 таблицу, 84 рисунка, библиография включает 191 наименование.
В диссертации представлены результаты исследований, выполненные за период работы в ОАО НПФ «Геофизика» с 1984 г. по 2001 г. Работы выполнялись в соответствии с тематическими планами ОАО НПФ «Геофизика». Постановка данного направления исследований была осуществлена В.Г. Дворецким, и в своей работе автор опирался на полученные им результаты. Большое положительное влияние на структуру и формирование диссертационной работы оказали творческие контакты с Б.М. Орлинским, а также с А.Т. Панариным, Р.А. Валиуллиным, Л,Н. Воронковьтм, И.Р. Ведерниковым, Л.Е. Кнеллером, А.П. Потаповым, А.Г. Кнышенко, В.М.Теленковым и др. При решении задач диссертационной работы автор опирался также на результаты исследований М.Х. Хуснуллина, Р.Т.Хаматдинова, М.А. Токарева, К.С. Баймухаметова, Е.В. Лозина, Э.М. Тимашева и других ведущих специалистов в области геологии,
геофизики и разработки, Внедрение разработанных методик было бы невоз
можно без помощи и поддержки Р.Х. Муслимова, Р.С. Хисамова, А.Т. Панари-
на, P.P. Ибатуллина, И.Г. Юсупова, М.Я. Маврина, Ф.Ф. Халиуллина, И.Ф. Ша-
щ Кирова, Р.И. Юсупова, В.А. Баженова, Р.С. Мухамадеева, Р.Ш. Хайретдинова,
Р.Б. Хисамова, Н.И. Зевакина, К.Х. Гайнуллина, B.C. Асмоловского, Г.М. Лукина, А.Я. Кузнецова, К.Р. Ахметова, Л.И. Каменских, А.Д. Савича, А.В. Шумилова и др.
Автор выражает благодарность этим ученым и производственникам, а также многим другим специалистам, с которыми он был рад сотрудпичагь при проведении научных исследований.
Геологическое строение залежей, условия залегания и характеристика коллекторов
Основная зона нефтегазонакопления Татарстана связана с крупным выступом Татарского свода, разделенным прогибом на два купола — северный и южный. Осадочная толща сложена породами девонской, каменноугольной и пермской систем, общей толщиной около двух километров, из них 75 % приходятся на карбонатные и 25 % - на терригенные породы [22, 24, 95]. Промыш-ленно нефтеносные отложения подразделяются на региональные и локально нефтеносные. Регионально нефтеносными являются пашийско-кыновские отложения терригенной толщи девона (глубина залегания 1600—2100 м), тульско-бобриковские терригенные и верхнетурн ейские отложения нижнего карбона (глубина 1100—1400 м) и верей—башкирские среднего карбона (глубина 700— 1000 м) [22].
Все выявленные месторождения по особенностям геологического строє ві ния можно разделить на две большие группы [22]. К первой группе относят Ромашкинское, Ново-Елховское, Бавлинское, Бондюжское, Первомайское и Сабанчинское месторождения, которые характеризуются следующими особенностями [22]: 1. Месторождения контролируются структурными формами I и II порядков. 2. Основным базисным нефтеносным объектом являются отложения тер-ригенного девона. 3. Базисный горизонт расположен в нижней части разреза и, как правило, имеет большую площадь нефтеносности. Вышележащие отложения содержат меньшую долю запасов. 4. Основные регионально выдержанные объекты в свою очередь также являются многопластовыми. Пашийско-кыновские отложения содержат до 8—9 нефтеносных пластов, бобриковский горизонт состоит из 2—4 продуктивных пластов, тульский из 3-4 пластов. 5. Около 90 % всей добываемой в Татарстане нефти дают пять крупней ших месторождений - Ромашкинское, Ново-Елховское, Бавлинское, Бондюж ское и Первомайское. Залежи запасов нефти этих месторождений приурочены в основном к терригенным коллекторам девона (88,3 %) и карбона (8,6 %), за пасы нефти в карбонатных коллекторах имеют подчиненное значение.
Основные особенности геологического строения месторождений второй группы, к которым относится рассматриваемое в главе 7 Ново-Суксинское, следующие [22].
1. Месторождения по размерам и запасам относятся к категории небольших или мелких. В основном, они связаны с локальными поднятиями.
2. Базисные объекты приурочены к средней части разреза. В тульско-бобриковских отложениях содержится 40,4 % в турнейских — 23,3 %, в верей-ско-башкирских — 21,5 %, в кыновско-пашийских - 14,6 % запасов.
3. Значительное развитие имеют залежи нефти в карбонатных отложениях, которые содержат более 60 % запасов.
4. Залежи характеризуются сравнительно низкой продуктивностью, большой зональной и послойной неоднородностью, содержат, в основном, вы соковязкую нефть.
В табл. 1.1 приведены параметры пластов различных горизонтов палеозоя Ромашкинского месторождения [22]. Отметим, что далее в работе используются индексация пластов и объектов разработки, применяемая нефтяниками Татарстана.
Пашийский горизонт Д] представляет собой многоплановый резервуар, в состав которого на севере и северо-западе подключается пласт До кыновского горизонта. Наиболее полно пашииские отложения представлены на юго-западе
Ромашкинского месторождения, где толщина их достигает 50 м и в полосе с юго-запада на северо-восток она сохраняется. По обе стороны от нее толщина Ді сокращается до 24-32 м. За счет размыва нижнекыновских отложений на Бондюжском, Первомайском и на севере Ново-Елховского месторождения пласт До залегает на пашийских отложениях.
Коллекторами в горизонтах Д] и Д0 являются мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты. Они четко разделяются между собой по гранулометрическому составу. Макроскопически песчаники и алевролиты трудноразличимы: светло—серые, бурые, белые (в зависимости от нефтенасыщенно-сти), кварцевые, с небольшим содержанием глины (около 1 %), хорошо отсортированные, рыхлые [95]. По коллекторским свойствам пласты разделяются на низкопродуктивные и высокопродуктивные, которые в промысловой практике получили название песчаников и алевролитов, хотя в петрографическом смысле это условно. Песчаники характеризуются пористостью более 16 % и проницаемостью выше 0,16 мкм2 , а для алевролитов характерны значения, которые ниже этих кондиций [2]. Основные запасы нефти содержатся в песчаниках и в настоящее время эти коллекторы являются объектом разработки. В пластах с ііодошвенной водой в начальный период разработки коэффициент нефтенасы-щеныости изменяется от 70 % до 85 %, а в пластах, удаленных от водонефтяно-го контакта, от 75 % до 92 %. Пористость песчаников, определенная по геофизическим исследованиям в основном изменяется от 18 % до 24 %.
В эксплуатационном объекте Ромашкинского месторождения выделяют семь пластов, которые индексируют сверху вниз: в кыновском горизонте До , в пашийском - пласты "а", "б]+2", "бз", "в", "г", "д" [21]. Многоплановый объект можно разбить на три пачки: нижнепашийскую — пласты "в", "г" и "д", верхне-пашийскую - "а", "бі+2", "бз" и нижнекыновскую - Д0 [21, 86]. В залежи па-шийско-кыновских отложений 82 % запасов содержится в песчаниках и 13 % — в алевролитах.
Пласт До залегает в середине кыновских отложений, толщина его изменяется от 1,0 до 8,0 метров, от горизонта Д] он отделен аргиллитами толщиной 6— 12 м. Пласт является высокопористым, проницаемым коллектором.
Пласт "а" состоит из одного прослоя, только на северных площадях расчленяется на два-три пропластка и имеет сплошное распространение. На остальной территории он залегает в виде линз и полос. На Азнакаевских площадях из-за слияния с "61+2" рассматривается как единый пласт "а + бі+2". Толщина пласта "а" с 2,0—2,5 м на юге возрастает до 5-6 м на севере месторождения. Он представлен, в основном, высокопроницаемыми песчаниками.
С юго-запада на северо-восток через центральную часть месторождения проходит полоса повышенной толщины коллекторов (4—5 м) пласта "бі+2", на других площадях он представлен небольшими линзообразными, реже полосо-образными формами залегания.
Анализ измерений нефтенасыщенности пластов, вскрытых перфорацией в добывающих скважинах
Арбузовым В.М., Орлинским Б.М. было показано, что из-за влияния проникновения жидкости из ствола скважины, размеры которых превышают ради ус исследований, по измерениям НМ, нельзя разделить нефтеносные и заводненные коллекторы в интервале пластов, вскрытых перфорацией [111, 112]. Поскольку радиус исследования метода ИК в несколько раз выше чем НМ, то в благоприятных случаях появляется возможность судить о нефтенасыщенности продуктивных коллекторов, вскрытых перфорацией.
Исследования, проведённые в добывающей нефтяной скв. № 22251 Сар-мановской площади Ромашкинского месторождения и в контрольно-пьезометрической скв.№21985 Чишминской площади, когда снижение нефтенасыщенности пласта из-за проникновения «солёной» воды из ствола скважины в пласт обусловлены встречной капиллярной пропиткой показали, что наблюдается достаточно сильное влияние понижающего проникновения на ИНК, небольшое влияние на зонд ЗИ-1,0 (рис.3.5). Следовательно, при отсутствии долива и промывки ствола скважины, а также принудительной задавки солёной воды в пласт, по результатам исследований длинным зондом ИК можно успешно определить текущую нефтенасыщенность продуктивных пластов с маловязкой нефтью вскрытых перфорацией. При этом за счёт влияния капиллярной пропитки продуктивного пласта высокоминерализованной водой из ствола скважины значения нефтенасыщенности будут ниже на 5-7 % (табл.3.4, 3.5).
В рассмотренных случаях давление на забое скважин было близко к начальному пластовому, что позволяло проводить исследования в них без долива жидкости в ствол скважины и её глушения.
Как показывают данные исследований обводняющихся добывающих скважин, распределение нефтенасыщенности в прискважинной зоне частично-заводненного коллектора в условиях радиального притока воды, движущейся с высокой скоростью, существенно отличается от насыщенности пласта за пределом влияния скважины.
В разделе 7.1 подробно рассмотрены результаты измерений в скважинах опытного участка Зеленогорской площади. Сопоставление данных исследований контрольных и добывающих скважин участка убедительно показывает, что нефтенасьтщенность пластов «а»+«б1», «п», «г2 в добывающих скважинах на 7-23 % ниже, чем в контрольных (см. рис. 7.13, табл. 7.5). Соответственно, коэффициент заводнения в добывающих скважинах на 0,1-0,3 выше, чем в наблюдательных. Таким образом, метод ИК позволяет исследовать слабо искажённую часть пласта, но, вследствие депрессии на пласт в результате работы насосного оборудования и увеличения охвата заводнением в призабойной зоне, текущая нефтенасыщенность коллекторов в добывающей скважине ниже, чем текущая нефтенасыщенность заводняющихся пластов за пределами влияния скважины.
В обводнившихся эксплуатационных скважинах, как правило, отмечается рост текущего пластового давления и превышение его значений над начальным пластовым. Анализ показывает, что в 15 добывающих скважинах Ромашинско-го месторождения, эксплуатирующих пласты девонского возраста, где текущие пластовые давления были выше начальных пластовых и статический уровень жидкости находился выше устья, перед извлечением насосного оборудования проводилось глушение раствором СаС12 с плотностью 1,25-1,3 r/cMJ. В интервалах пластов, вскрытых перфорацией, наблюдается существенное влияние на УЭС коллекторов проникновения минераллизованной воды, попавшей в нефтяной пласт и оттеснившей часть подвижной нефти из прискважинной зоны. Даже по данным самого глубинного зонда ЗИ-1,0 нефтенасыщенность находится на уровне остаточной, и по результатам исследований часто невозможно разделить нефтенасыщенные и заводненные интервалы. В этих условиях для оценки характера насыщения пластов, задавленных «соленой водой», нами предложено использовать метод пакерной индукционной резистивиметрии. Примеры использования метода для решения указанной задачи приведены в разделе 3.2.2.
Как показывают результаты экспериментальных исследований по технологии "каротаж-закачка-каротаж" в скв. № 17441а, вязкие нефти гораздо менее подвижные, чем маловязкие (см.раздел 4.5). Если для пластов девонского возраста снижение нефтенасыщенности до уровня остаточной в радиусе исследований методом РІК достигается при закачке 7-8 м воды на один метр толщины пласта, то для вытеснения вязкой нефти требуется закачать в 10-25 раз больше. Анализ данных исследований добывающих скважинах показывает, что максимальное снижение нефтенасыщенности на 10-17 % в пласте С- VI было отмечено в скв. № 3226, 3247, 3282 Ново-Хазинской площади, где вследствие высоких пластовых давлений перед исследованиями проводилось глушение скважин тяжелым раствором СаС12 с принудительной задавкой воды в интервал перфорации. В скв. №№ 8874, 8988 Вятской площади, 295а, 7161, 10058 Ар-ланской площади, 9008 Ново-Хазинской площади, 171а Николо-Березовской площади снижение текущей нефтенасыщенности за счет проникновения соленой воды по данным зонда ЗИ-1,0 колеблется от 4 до 11 % и в среднем составляет 8-10%.
Изучение возможностей ядерно-магнитного каротажа при исследовании пластов в обсаженных скважинах
В пластах, вскрытых перфорацией в нагнетательных скважинах, сначала необходимо выделить интервалы поступления закачиваемой воды, например, по данным исследований ИК или мониторинга РГА методом ГК. Затем для контроля за качеством замера индукционным резистивиметром проводится сопоставление данных ИР и расчетных значений УЭС воды, определенных по результатам измерений плотности проб закачиваемой воды. Убедивших в надежности результатов измерений ИР, УЭС воды в заводненных интервалах принимается равным показаниям резистивиметра в этом интервале. В пласте, вскрытом перфорацией в добывающей скважине, основополагающими являются данные об обводненности продукции и плотности добываемой воды, поскольку перед проведением исследований ствол может быть заполнен водой по минерализации отличной от добываемой. Затем проводится сопоставление данных ИР и расчета УЭС воды по плотности проб, Если они совпадают с относительной точностью до 15 % , то УЭС воды определяется по данным ИР, если не совпадают, то по результатам анализа проб. Заводненные интервалы выделяются по данным ИК, По результатам мониторинга РГА после сопоставления с радиогеохимической аномалией в очаге нагнетания выделяются интервалы поступления сточных вод. Важная информация о минерализации воды в интервалах притока может быть получена по данным термометрии, термоэлектрической индикации притока и резистивиметрии в процессе возбуждения скважины компрессором [13].
Наиболее сложно оценить минерализацию воды в пласте, не вскрытом перфорацией. При окончании скважины бурением на залежах, находящихся на поздней стадии разработки, когда пласты промыты закачиваемой водой, это можно сделать по смещению кривой ПС. Используя данные о минерализации воды в пласте рассчитанные по смещению ПС, контроль за минерализацией воды в обсаженной скважине осуществляется по данным радиометрии.
Для оценки минерализации воды нами предложено использовать результаты временных замеров ИНМ или НГК-С.
В разделе 3 нами было показано, что в интервалах нефтеносных коллекторов фильтрат промывочной жидкости вытесняется нефтью не полностью и на расстоянии 15-20 см от стенки обсадной колонны 30-40 % пор остаются насыщенными фильтратом ПЖ [70, 113]. Последующее заводнение продуктивного пласта и появление подвижной минерализованной воды приводит к практически поршневому вытеснению пресного фильтрата закачиваемой водой в радиусе исследования НМ [70, 113]. Следовательно, в радиусе исследований ИНК прискважинная зона будет характеризоваться нефтенасыщенностью близкой к остаточной и по результатам исследований можно судить о минерализации воды в пласте. Считая, что прискважинная зона характеризуется остаточной нефтенасыщенностью, минерализацию воды в пласте по данным ИНК можно оп 82 ределить, если имеется замер, выполненный при насыщении прискважинной зоны пресным фильтратом промывочной жидкости. В этом случае: Лпл1= -ск(1-Кс)+ Х,В](1-КН0) КП+ XH-КП-КЩ, (4.7) )іл2= гж(1-К.п)+ А,В2(1-КН0)-КП+ А,„-Кп- Кмо где Яплі, Л11Л2 - декременты затухания радиационного гамма-излучения пласта соответственно при насыщении его пресной и минерализованной водой; вь в2 - декременты затухания радиационного гамма-излучения соответственно в пресной и минерализованной воде; Хск - декремент затухания радиационного гамма-излучения в скелете породы. Решая систему получим: (ГЙ%-+ (4-8) поскольку Хві=4,88 мс" = пН Н + 4 88 мс" (4-9)
Зная параметр Хв определяется расчетная плотность воды ув. Оценки, проведенные нами по формуле 4.9, показывают, что при изменении нефтенасыщенности от 0 до 30 % т увеличивается со 157 мкс до 198 мкс. Максимальная чувствительность метода наблюдается в диапазоне изменения Кн от 0,6 до 0,9 и составляет около 5,0 мкс на один процент изменения нефтенасыщенности. Следовательно, при значениях нефтенасыщенности 25-45 % метод будет обладать минимальной чувствительностью к изменению нефтенасыщенности и его можно использовать для оценки минерализации воды в заводненных интервалах.
По данным ИНМ можно определять минерализацию заводненных пластов при изменении ее от 45 до 270 г/л.Зкспериментальными исследованиями было показано, что с увеличением содержания хлора в пласте показания интегрального НГК возрастают по нелинейному закону с выполаживанием зависимости при концентрации NaCl выше 80 г/л. При этом метод НГК практиче 83 ски не чувствителен к остаточной нефтенасыщенности пласта [11, 112]. Чувствительность НГК-С к уменьшению минерализации воды в диапазоне 0-80 г/л в 7-8 раз выше, чем у стационарного НТК. Следовательно, по данным НГК-С можно оценивать минерализацию воды в пласте в диапазоне от 20 до 80 г/л [48].
Рассмотрим обоснованность предлагаемого подхода путем анализа данных, полученных на опытных участках Миннибаевской и Зелегорской площади.
Описание опытного участка Миннибаевской площади приведено в разделе 7.1. Бурение скважин на участке завершено к концу 1991 г. С января 1992 г. по июнь 1995 г. в скв.№ 20403 закачано 225 тысяч м сточной воды плотностью 1,025-1,046 г/см". В заводненной части пластов «в» и «г2+з» после закачки 225000 м воды прошло 2-2,5 поровых объема воды. Анализ результатов проб воды, отобранных из добывающих скв. №№ 9504, 20399, 10891, 20426 показывает, что в период ввода в эксплуатацию плотность проб колеблется от 1,18 до 1,062 г/см . Однако уже во второй половине 1995 г. плотность проб снизилась до 1,04-1,045 г/см3 (рис.4.3). После закачки 190000 м3 воды в скв.№20403 для 90 % проб УЭС меняется в диапазоне 0,09 + 0,01 Ом-м. Оценка минерализации воды в интервалах заводненных коллекторов «в», «г2+з» по данным измерений ИНГК в скв.№№ 25328, 29612, 29590 показывает, что если по состоянию на декабрь 1992 года УЭС воды менялось от 0,05 Ом-м до 0,094 Ом-м, то к ноябрю 1994 г. - июню 1995 г. удельное электросопротивление воды колебалось от 0,074 до 0,1 Ом-м.
Результаты мониторинга за заводнением пластов на опытном участке Зеленогорской площади
Схема размещения скважин на опытном участке представлена на рис.4.5, схема корреляции скважин опытного участка — на рис.7.9.
Опытный участок разбурен по обращенной пятиточечной схеме и включает нагнетательную скв.№ 3711 д, добывающие скв.№№ 3710 д, 8653, 19907, 19912, расположенные на расстоянии около двухсот метров от нагнетательной скважины, и контрольные скв.№№ 19917, 19915, 19909, расположенные на расстоянии от 50 до 150 метров от скв.№ 3711 д. Все эти скважины в интервале продуктивных девонских отложений обсажены СПХ. В пределах опытного участка находится старая скважина обычной конструкции 3711. В ней перфорацией вскрыта колонна в интервале слияния пластов «а»+«бі». Все скважины с СГТХ опытного участка были пробурены в период с февраля по декабрь 1991 г. При окончании скважин бурением перфорацией была вскрыта обсадная колонна в скв.№№ 19912, 3710д, 8653, 19907, 371 Ід в интервале пласта «г2+3» (см.рис.7.9).
Нами проведен анализ данных исследований кернов, отобранных из скважин опытного участка. Исследования кернов проводились в ТатНИПИ-нефти По 64 образцам средние значения остаточного водонасыщения и остаточной нефтенасыщенности равны 13,0 и 27,0 % соответственно. Среднее значение коэффициента вытеснения равно - 0,69. Значения проницаемости образ-цов из пластов «а»+»бі» меняется от 53 до 557-10" мкм при среднем значении 213-10" мкм . Средние значения проницаемости кернов пластов «п» «г3+з» равно 280 и 443--10"3 мкм 2 соответственно.
В табл.7.3 приведено сопоставление значений коэффициентов пористости, рассчитанных по данным ГИС и определенных по результатам исследований на керне. В целом по участку средняя пористость по данным ГИС хорошо совпадает со значениями пористости, полученными на керне по методу Преображенского.
Толщина пласта «г2+з» в восьми скважинах специальной конструкции меняется от 2,2 до 3,8 м при средневзвешенной толщине по опытному участку 2,8 м. Пористость пласта меняется от 16,4 до 23,2 % при средневзвешенной величине пористости 19,7 %. В семи скважинах опытного участка отмечается заводнение пласта, в скв.№ 8653 он имеет характеристику нефтенасыщенного (см.рис.7.116, 7.13 в). Пласты «a», «6t», «гр) в пределах опытного участка неф тенасыщенные, пласт «в» заводнен в скв.№ 19912. Толщина пласта «а»+«б меняется от 0,8 до 4,4 м при средневзвешенной толщине 2,6 м. Отме чается значительное ухудшение коллекторских свойств и снижение нефтена сыщенности пласта в скв. № 8653, 19915 (рис.7.13 а). Пласт «в» отсутствует в скв.№№ 19900, 3711, 19917. В остальных скважинах толщина пласта меняется от 0,8 до 1,2 м при средневзвешенной толщине около 1,0 м. Толщина пласта «Г] колеблется от 0,8 до 4,6 м при средневзвешенной величине 2,1 м. В южных скв.№№ 19907, 19909 участка наблюдается снижение толщины пласта до 0,8 м и пористости до 14,0-17,0 %. Ухудшение коллекторских свойств пластов про исходит, в основном, за счет увеличения рассеянной глинистости. Объемная глинистость пластов «а»+«б», «в», «rt» меняется от 0,7 до 8,8 %, пласта «г2+з» от 0,3 до 2,2 % (табл.7.4).
На момент окончания бурением скв.№ 3711д в апреле 1991 г. пласты «а», «б]», «Гі» были нефтенасыщенные, в пласте «г2+з» была обводнена средняя часть Пласт «дв» был обводнен в инт, 1701,2-1702,2 м, пласт «дн» - водонасы щенный (рис.7.10). Отметим, что при исследованиях в открытом стволе не были выделены как продуктивные заглинизированные интервалы: пласт «в» (инт. 1687,8- 1689,0 м) и инт.1689,4-1691,2 м в кровле пласта «Г». Исследова ния, выполненные в конце апреля 1992 г. (на рис.7.10 не приведены), после отбора из скв.№ 3711 д 1282 т нефти отметили активную выработку пласта «п» в инт.1689,4-1691,2м.
- I -о
Последующий цикл исследований, выполненный в конце сентября 1992 г. после вскрытия колонны в интервале пласта «г(» и закачки в скважину около 4600 м пластовой воды, отметил заводнение пластов «в», «rj», «г2+3». В июле 1996 г. после закачки в скв.№ 3711д около 147000 м3 воды были выполнены исследования методом ИК, термометрии, ИР, ГК. По данным термометрии и ИК отмечается заколонный переток вверх до пласта «а», выше верхней границы интервала перфорации 1689,4 м и ниже нижней границы перфорации до пласта «дн» [48, 117]. По данным ИК отмечается заводнение пласта «а» в инт. 1674,8-1675,4 м, текущая нефтенасыщенность в нем снизилась с 84,0 до 56,0 %. В пласте «бі» обводнился инт. 1676,8-1678,0 м. Однако в пределах этого интервала выделяются нефтенасыщенные пропластки (см. рис.7.10), поэтому текущая нефтенасыщенность достаточно высокая и составляет 62,0 %. В пласте «в» обводнен инт. 1688,0-1688,8 м. В пласте «Г[» не заводняется инт.1691,2-1692,2 м. В заводненных инт. 1689,4-1691,2 м, 1692,2-1694,0 м выделяются нефтенасыщенные прослои толщиной 0,2 м и менее, чем объясняются достаточно высокие значения текущей нефтенасыщенности в инт. 1692,2-1694,0 м, которые равны 42,0-44,0 %. В пласте «г2+з» не заводняется заглинизированный инт. 1697,0-1697,6 м, в заводненных инт. 1695,2-1696,2 м, 1697,6-1699,0 м нефтенасыщенность остаточная и составляет 28,0-30,0 %. В пласте «дв» заводнен инт. 1701,2-1702,2 м с остаточной нефтенасыщенностью 26 %.
В контрольной скв.№ 19915, расположенной на расстоянии около 100 м от нагнетательной, на момент окончания скважины бурением все пласты, кроме пласта «г2+з», нефтенасыщенные (рис.7.11 а). В пласте «Г2+з» наблюдается послойное обводнение. Отметим, что заглинизированный инт. 1697,2-1699,2 м пласта «г(» м при выдаче окончательного заключения интерпретационной службой Бугульминского УГР не был выделен как продуктивный коллектор. Исследования в ноябре 1992 г., проведенные после закачки в скв.№ 3711д около 4600 кубометров сточной воды, отметили начальную фазу обводнения пласта «Гі» (см. рис. 7.11 а). В апреле 1993 г. отмечено увеличение охвата заводнением в пласте «п» и дальнейшее развитие заводнения в инт. 1704,0- 1705,2 м пласта «г2+з». В октябре 1994 г. отмечено заводнение в инт. 1700,0-1701,4 м пласта «гуж и стабилизация процесса вытеснения нефти в пласте «г2+з». Исследования, проведенные в 1995 г. и в августе 1996 г., отметили слабую динамику увеличения охвата заводнением пласта "rt" и отсутствие дальнейшей выработки пласта «г2+з». В то же время достаточно высокая текущая нефтенасыщенность в заводненных интервалах пластов «rt» и «г2+3» (колеблется от 40,0 % до 51,0 %) указывает на наличие нефтяных пропластков в заводненных интервалах.
