|
УДК 550.834 |
Возможность контроля за процессом внутрипластового горения с помощью сейсмических наблюдений
В. В. КОРЯГИН, В. Ф. ХЛУДНЕВ (ВО ИГиРГИ)
Тепловым методам воздействия на нефтяные пласты отводится особая роль в решении проблемы повышения нефтеотдачи пластов, содержащих нефти повышенной вязкости. Среди тепловых методов следует выделить метод внутрипластового горения из-за его сравнительной простоты и дешевизны рабочих агентов - воды и воздуха.
В последнее время работы по внедрению этого метода в практику заметно активизируются.
В процессе внутрипластового горения скорость и направление продвижения фронта горения зависят от многих факторов и в первую очередь от свойств коллектора и степени его неоднородности. Поэтому контроль за положением фронта горения представляет важную промысловую задачу.
Имеются вполне определенные теоретические предпосылки применения сейсморазведки для решения этой задачи, которые состоят в следующем. Выжженная зона продуктивного пласта представляет собой чистый коллектор (даже без остатков кокса), заполненный газом (сухое горение) или газом и парообразной водой (влажное горение). Благодаря этому может образоваться достаточно высокий акустический контраст между выжженной зоной продуктивного пласта и нефтенасыщенной. Задача сейсморазведки состоит в том, чтобы с помощью поверхностных или скважинных наблюдений периодически фиксировать положение фронта горения.
Перед постановкой подобного рода полевых сейсмических экспериментов необходимо путем математического моделирования выяснить степень и характер изменений в сейсмическом волновом поле, которые вызываются изменением положения фронта горения. Ниже описываются результаты такого моделирования на примере Боровского месторождения нефти в Куйбышевской области.
Боровское месторождение - первое в Куйбышевской области, на котором проводится эксперимент по внутрипластовому горению. Залежь пласта А4 башкирского яруса выбрана в качестве объекта первой очереди для осуществления процесса внутрипластового горения, залежь пласта Б2 бобриковского горизонта - в качестве объекта второй очереди.
Залежь А4, приуроченная к карбонатному коллектору - известняку, располагается на глубине около 800 м. Этаж нефтеносности равен 60 м, залежь имеет ярко выраженную горизонтальную зональность: в самой верхней части пористость коллектора достигает 25, в средней - 8-10 и в нижней - 2%. Снизу залежь запечатана, мощность запечатывающего слоя в среднем равна 6 м (рис. 1). По данным промысловой геофизики и кернового анализа, нефтенасыщенной, способной отдавать нефть в процессе разработки, является верхняя часть пласта, мощность которой в центре залежи составляет 26 м. Средняя пористость этой части равна 14 %, проницаемость 0,3 мкм2, нефтенасыщенность 80 %. Нефть пласта А4 имеет вязкость в пластовых условиях 50-60 мПа-с в своде и до 200 мПа-с, в нижней части плотность дегазированной нефти составляет 0,913 г/см3.
Залежь пласта Б2 пластового типа, приурочена к песчанику, находится на глубине 1150 м, этаж нефтеносности 41 м, максимальная нефтенасыщенная мощность равна 11 м (рис. 2, в). Коллектор имеет среднюю пористость 16 %, свойства нефти примерно такие же, как и у нефти в пласте А4.
При составлении сейсмологических моделей указанных залежей акустические параметры пород определялись с учетом характера насыщения и пористости: скорости - по уравнению Уилли, плотности - по уравнению Нейфа-Дрейка. Например, расчеты по этим уравнениям показали, что нефтенасыщенный коллектор в самой верхней части залежи А4 (пористость 25 %) имеет скорость Vнп = 3450 м/с и плотность rнп = 2,28 г/см3. В качестве исходных данных были приняты: скорость в скелете породы Vс = 6700 м/с, скорость в нефти в пластовых условиях Vн = 1350 м/с, плотность скелета rс=2,75 г/см3, плотность нефти и пластовых условиях rн = 0,89 г/см3 [1, 3]. Поскольку пористость коллектора уменьшается сверху вниз, то на модели залежь А4 была задана в виде переходного слоя, как это изображено соответствующей скоростной колонкой на рис. 1, г. Скорость в запечатывающем слое (Vз) была принята равной 6450 м/с.
Для залежи Б2 получены следующие результаты: скорость в нефтенасыщенном песчанике Vнп = 4200 м/с, в сводовой части залежи имеется пропласток со скоростью Vнп = 3800 м/с, плотность rнп = 2,31 г/см3 (см. рис. 2, в).
На рис. 1, в и 2, б показаны синтетические временные разрезы, соответствующие залежам А4 и Б2 без очага горения. Волновые картины на этих разрезах довольно просты, интерес представляет лишь появление слабого отражения от запечатывающего слоя залежи А4.
Выжженная зона в обоих моделях была задана в центральных частях залежей протяженностью 2,2 км, т. е. по 1,1 км в обе стороны от запроектированного начального очага горения. Можно предположить, что такие размеры выжженная зона имела бы в случае идеально однородного коллектора и через 3-4 года с начала процесса горения. Акустические параметры в выжженной зоне задавались на основе запланированного режима горения [1]. Этот режим предусматривает поочередную закачку в пласт воздуха и воды, например в течение первых 5 дней недели будет закачиваться воздух в количестве до 50 тыс. м3/сут, в течение последних двух дней недели - вода в количестве 40-140 м3/сут, т. е. соотношение вода - воздух будет находиться в пределах 0,0008- 0,0028 м3/м3. Можно предположить, что в конце интервала времени, когда в пласт будет закачиваться воздух, выжженная зона станет коллектором, заполненным газом с небольшим количеством воды в парообразном состоянии. В этот момент, очевидно, будет наибольший акустический контраст между выжженной зоной продуктивного пласта и нефтенасыщенной. Именно в этот момент целесообразнее всего проводить сейсмические наблюдения.
На основе вышеизложенного наличие выжженной зоны моделировалось путем уменьшения скорости и плотности на 12 % [2]. Акустическая жесткость при этом уменьшалась примерно на 20 %. При моделировании зоны горения в залежи А4 рассмотрено два варианта: первый - горению подвержен весь пласт А4 мощностью 60 м, второй - горению подвержена только верхняя часть (26 м) залежи, имеющая наибольшие пористость и нефтенасыщенность. Второй вариант (рис. 1, а) представляется более реальным.
Результаты вычисления волновых полей при указанных изменениях свойств коллектора в выжженной зоне показаны на рис. 1, а, б и 2, а. Расчеты выполнены по программе МОДУС (ВО ИГиРГИ), шаг между трассами был принят 100 м для залежи А4 и 75 м для залежи Б2, в качестве исходного использовался симметричный импульс Пузырева с преобладающей частотой 75 Гц.
Сопоставляя временные разрезы, соответствующие моделям с выжженной зоной и без нее, можно отметить следующее. Наличие выжженных зон в обеих моделях проявляется заметным изменением амплитуд и формы колебаний фиксированных интервалов записи. Например, по данным динамического анализа на временном разрезе по залежи А4 средняя амплитуда во временном окне 0,41-0,44 с при переходе из нетронутого пласта в выжженную зону изменяется более чем на 100 %. Наблюдаются также заметные фазовые сдвиги отражения, формирующегося на границах нижнего пласта песчаника в верейском горизонте и на кровле пласта А4. На временном разрезе по залежи Б2 (рис. 2, а) средняя амплитуда в окне 0,55-0,57 с изменяется не более чем на 15 %, но изменение формы записи весьма существенно.
При переходе на сигнал с преобладающей частотой 50 Гц и ниже картина в смысле изменения средних амплитуд отличается несущественно. Однако при визуальном анализе предпочтение следует отдать временным разрезам с частотой сигнала 75 Гц, поскольку разрешение, хотя и не полное, отраженных сигналов на этой частоте от кровли верейского горизонта и от кровли пласта А4 способствует появлению более выразительных амплитудных и фазовых аномалий в записи, связанных с выжженной зоной.
На основании вышеизложенного можно сделать следующие выводы и рекомендации.
1. Амплитудные и фазовые изменения в записи отраженных волн, обусловленные выжженной зоной в процессе внутрипластового горения, имеют величину, которая может надежно фиксироваться при современных методах полевых наблюдений и обработки информации (методы обработки с сохранением амплитуд, с коррекцией спектрально-амплитудной неидентичности условий возбуждения и приема и др.).
2. На Боровском месторождении рекомендуется проведение периодических сейсмических наблюдений по методу ОГТ с целью контроля за продвижением фронта горения. По методике наблюдений можно рекомендовать следующее:
a. если принять, что сейсмическим методом можно обнаружить перемещение фронта горения не менее чем на 0,5-1 км, то при средней скорости горения 0,3 м/сут повторные измерения необходимо проводить через 2-3 года;
b. наблюдения проводить, как минимум, по двум ортогональным профилям, плотность наблюдений на профилях должна быть в 3-4 раза выше, чем при моделировании;
c. при полевых наблюдениях и в процессе обработки желательно сохранить частоты в диапазоне до 70 Гц.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Амелин И.Д., Палий А.О., Стрижов И.Н. Проектирование процесса внутрипластового горения в известняках при одновременном нагнетании воды и воздуха (на Боровском месторождении Куйбышевской области). - В кн.: Тепловые методы добычи нефти. М., 1975, с. 62-71.
2. Применение цифровой сейсморазведки для прямого влияния нефтегазовых месторождений/А.Г. Авербух, В.А. Гельфанд, Г.Н. Гогоненков и др. Обзор. Сер. Регион., развед. и пром. геофизика. М., ВИЭМС, 1979, с. 5-10.
3. Физические свойства горных пород и полезных ископаемых (петрофизика). - Справочник геофизика. М., Недра, 1976.
Поступила 19IIV 1981 г.
Рис. 1. Моделирование сейсмического эффекта от выжженной зоны в залежи А4.
Временные разрезы; а - для залежи с выжженной зоной в пределах верхней части пласта (вариант II), б - для залежи с выжженной зоной в пределах всей мощности пласта (вариант I), в - для залежи без выжженной зоны; г - модель залежи. 1 - нефтяная залежь; 2 - запечатывающий слой; выжженная зона: 3 - вариант I; 4 - вариант II
Рис. 2. Моделирование сейсмического эффекта от выжженной зоны в залежи Б2.
Временные разрезы залежей; а - с выжженной зоной, б - без выжженной зоны; в - модель залежи. 1 - нефтяная зона; 2 - выжженная зона