К оглавлению

УДК 622.276.05:550.832

Контроль нейтронными методами за обводнением залежей нефти на разных стадиях разработки

Б.М. ОРЛИНСКИЙ, В.И. ДВОРКИН (ВНИИнефтепромгеофизика), Р.X. МУСЛИМОВ (Татнефть)

Основная добыча нефти в стране приходится на крупные многопластовые залежи, которые разрабатываются при различных системах внутриконтурного и законтурного заводнения. В залежь закачивают поверхностную пресную, слабоминерализованную морскую или воду из верхних водообильных горизонтов. С учетом дефицита пресной воды и требований охраны окружающей среды попутно добываемую воду после соответствующей очистки вновь закачивают в залежь. В последнем случае минерализация закачиваемой воды существенно выше, поскольку она уже прошла по пласту от нагнетательной скважины до добывающей и осолонилась за счет контактирования со связанной водой продуктивных коллекторов, с подошвенной или законтурной водой, т. е. в процессе разработки средняя минерализация закачиваемой в залежь воды постоянно возрастает. Это обстоятельство предопределяет особенности контроля за выработкой запасов методами промысловой геофизики.

На разрабатываемых залежах Волго-Уральской области и Западного Казахстана минерализация пластовой воды превышает 100 г/л. Это позволяет в период освоения и ввода залежей в разработку наряду с электрометрией применять и нейтронные методы для выделения нефтеносных и водоносных коллекторов. Фильтрат промывочной жидкости резко отличается по минерализации от воды в пласте, и нейтронные методы дают возможность установить границу, выше которой пласт не содержит подвижной высокоминерализованной воды, способной вытеснить фильтрат, проникший при проходке ствола скважины [2]. Комплексирование нейтронных методов и электрометрии позволяет уточнить положение ВНК и насыщенность отдельных пластов.

При внутриконтурном заводнении часть скважин, выходящих из бурения, вскрывает пласты, запасы которых вырабатываются за счет вытеснения нефти неминерализованной закачиваемой водой. В этот период нефтеносные и заводненные коллекторы подобны по электрическим и нейтронным параметрам, фильтрат промывочной жидкости и вода в пласте имеют практически одинаковую низкую минерализацию.

Опыт многолетних исследований показал, что в подобных условиях наилучшими являются методы выделения нефтеносных и заводненных коллекторов по их разной фазовой проницаемости для водных растворов. Необходимо, чтобы фильтрат промывочной жидкости отличался по нейтронным параметрам от воды в пласте. Это достигается закачкой в интервал исследований перед спуском обсадной колонны промывочной жидкости, содержащей 20-30 г/л боропродуктов. После цементажа обсадной колонны в интервале коллекторов, заводненных слабоминерализованной водой, расформирование зоны проникновения происходит быстрее и в течение 15-20 сут борсодержащий фильтрат полностью замещается водой, насыщающей пласт [3, 4]. Рассмотренная технология позволяет с эффективностью не менее 80 % решать поставленную задачу в скважинах, выходящих из бурения. Анализ результатов показал, что в последующие годы в интервале нефтеносных коллекторов прискважинная зона продолжает оставаться насыщенной борсодержащим фильтратом. Значит, такая технология вполне обеспечивает контроль за выработкой запасов и в течение длительного периода разработки. Это можно показать на примере исследований по скв. 18870 Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения.

После выполнения обязательного комплекса геофизических исследований 25/Х 1978 г. в скважине провели контрольный замер импульсным нейтронным методом (ИНГК) - в пределах прискважинной зоны коллекторы насыщены пресным фильтратом промывочной жидкости и выделяются высокими показаниями (рисунок). Ствол скважины в интервале исследования заполнили промывочной жидкостью с боропродуктами, спустили и зацементировали обсадную колонну и 17/XI 1978 г. провели второй замер ИНГК. Уменьшением величины регистрируемой интенсивности по сравнению с контрольным замером выделяются интервалы нефтеносных коллекторов1692,2-1695,2, 1700-1704 и 1710,8-1712,6 м. Из интервалов заводненных коллекторов борсодержащий фильтрат вытеснен слабоминерализованной водой, и показания ИНГК совпадают с контрольным замером (интервалы 1704-1706,6 и 1712,6-1720 м); интервал 1720-1723 м представлен водоносным песчаником (сопротивление 3 Ом-м), и борсодержащий фильтрат заместился минерализованной пластовой водой. Колонну перфорировали в интервале нефтеносного песчаника 1692,2-1695,2 м, при освоении скважины получили нефть и перед пуском в эксплуатацию провели третий замер. В период освоения скважины борсодержащий фильтрат был вымыт из прискважинной зоны пласта и показания ИНГК возросли до значений контрольного замера. Против нижележащих пластов показания не изменились. В течение года скважина работала без воды с дебитом нефти 25-30 т/сут, затем пласт начал заводняться слабоминерализованной закачиваемой водой.

Через 3,5 года сделали четвертый замер ИНГК, к этому времени обводненность продукции превысила 90 %. Измерения проводились в остановленной скважине. В пласте, вскрытом перфорацией (по промысловым данным обводнен слабоминерализованной водой), наблюдается проникновение соленой воды из ствола и пласт выделяется низкими показаниями ИНГК. Сопоставление изменения регистрируемой интенсивности в нижележащем пласте (интервал 1700-1706 м) с данными предыдущих замеров убедительно показывает, что в верхней части пласта еще содержится борсодержащий фильтрат. Значит, этот интервал представлен нефтеносным песчаником, ВНК за 3,5 года поднялся на 0,8 м и находился на глубине 1703,2 м. Интервал 1710,8-1712,6 м обводнился закачиваемой водой (см. рисунок).

После изоляции верхнего пласта колонну перфорировали в интервале 1700,2-1701,2 м, первые два месяца скважина работала с дебитом нефти 30 т/сут, воды около 35 %. Затем обводненность возросла до 75 % и стабилизировалась на этом уровне. Результаты эксплуатации хорошо согласуются с заключением о положении ВНК на глубине 1703,2 м.

На основании полученных результатов изменение строения зоны проникновения в интервале нефтеносного коллектора можно описать следующим образом. В зоне проникновения фильтрата промывочной жидкости нефтенасыщенность снижается от предельного значения (0,8...0,9) до остаточной (~0,3). После изоляции пласта (цементажа колонны) начинается вытеснение фильтрата нефтью. При движении нефти по пласту вытесняется только часть борсодержащего фильтрата (30- 40 % порового объема остается насыщенным им). В интервале водоносного коллектора взаимодействуют смешивающиеся жидкости, и в процессе фильтрации воды по пласту борсодержащий фильтрат вытесняется полностью. Это и обеспечивает возможность контроля за изменением нефтенасыщенности пласта в течение длительного периода разработки, т. е. расширяется область применения описанной ранее технологии [3, 4].

В интервале низкопродуктивных коллекторов (алевролитов), запасы которых заведомо не вовлечены в разработку, не наблюдается заметного вытеснения борсодержащего фильтрата после цементажа обсадной колонны. Значит, изменение нефтеводонасыщенности в пределах зоны проникновения происходит главным образом за счет фильтрации нефти по пласту и роль капиллярных сил при этом невелика.

Повышение минерализации закачиваемой воды в процессе разработки вызывает уменьшение электрического сопротивления не только заводненных коллекторов, но и нефтеносных, из которых получают практически безводную нефть.

Впервые снижение электрического сопротивления нефтеносных пластов в процессе разработки установили исследователи ВНИИ, которые связывали это с опережающей капиллярной пропиткой [1]. Снижение электрического сопротивления происходит на расстоянии от сотен до тысяч метров от фронта вытеснения. Наблюдаемое явление можно объяснить следующим образом. Многочисленные закачки трития в нагнетательные скважины свидетельствуют о перемещении первых порций индикатора со скоростью сотни метров в сутки [5]. Производительность подобных высокопроницаемых каналов невелика и составляет доли процента от дебита добывающих скважин. Наличие этих каналов не оказывает существенного влияния на динамику обводнения продукции скважин, но их вполне можно рассматривать в качестве источника питания для капиллярной пропитки продуктивного пласта минерализованной водой на значительном удалении от фронта вытеснения, следствием чего является снижение электрического сопротивления пласта.

Как показывает опыт разработки Ромашкинского месторождения, при закачке достаточно минерализованной воды (~70 г/л) нефтеносные и заводненные пласты характеризуются одинаково низким электрическим сопротивлением. Для повышения эффективности геофизических исследований в подобных условиях также следует использовать разную фазовую проницаемость нефтеносных и заводненных коллекторов, только индикатором может служить сам фильтрат промывочной жидкости (без добавки боропродуктов), минерализация которого много меньше минерализации воды в пласте. Технология проведения работ и ее возможности остаются такими же, как и при добавке боропродуктов для контроля за обводнением пластов неминерализованной водой.

Интересным объектом для применения технологии выделения нефтеносных и водоносных или заводненных коллекторов по разной фазовой проницаемости являются месторождения Западной Сибири. Добавка в промывочную жидкость боропродуктов и последующий контроль импульсными нейтронными методами за расформированием зоны проникновения позволяют изучить особенности распределения нефтеводонасыщенности по толщине объекта разработки, выделить границу, выше которой фазовая проницаемость для воды равна нулю (ВНК), и оценить, имеется ли в пласте зона двухфазной фильтрации и каковы ее размеры. Высокое содержание в пластах связанной воды создает благоприятные условия по сравнению с месторождениями Волго-Уральской области для выделения нефтеносных и заводненных коллекторов в скважинах, выходящих из бурения, и последующего контроля за обводнением продуктивных пластов в процессе разработки. Большая толщина продуктивного разреза, наличие отдельных сеток скважин на каждый объект разработки позволяют на основе рассмотренной технологии создать эффективную систему контроля за выработкой запасов нефти из многопластовых залежей Западной Сибири.

Выводы

1. В продуктивных и водоносных коллекторах расформирование зоны проникновения происходит преимущественно в результате фильтрации жидкости по пласту. Из-за действия сил поверхностного натяжения в продуктивном коллекторе фильтрат вытесняется не полностью. Отличие фильтрата по нейтронным параметрам от жидкости, насыщающей коллектор, позволяет импульсными нейтронными методами в течение длительного периода разработки осуществлять контроль за выработкой запасов независимо от минерализации воды в пласте.

2. При использовании для внутриконтурного заводнения минерализованной воды наблюдается снижение удельного электрического сопротивления нефтеносных коллекторов задолго до подхода фронта вытеснения за счет опережающего продвижения воды по высокопроницаемым каналам и последующей капиллярной пропитки продуктивного пласта минерализованной водой. Контроль импульсными нейтронными методами за расформированием зоны проникновения неминерализованного фильтрата повышает эффективность выделения нефтеносных и заводненных коллекторов, которые характеризуются практически одинаково низким электрическим сопротивлением.

3. Технология выделения нефте- и водоносных (заводненных) коллекторов, основанная на разной их фазовой проницаемости, рекомендуется для внедрения на месторождениях Западной Сибири с целью изучения особенностей изменения нефтеводонасыщенности коллекторов, уточнения начального положения ВНК и контроля за выработкой запасов при заводнении коллекторов слабоминерализованной водой.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Зудакина Е.А., Иванчук Л.Ф., Барамзина В.А. Изменение нефтеводонасыщенности пластов в процессе разработки на примере девонских залежей нефти Туймазинского и Бавлинского месторождений.- Нефтегаз. геол. и гео-физ., 1964, № 5, с. 58-62.

2. Орлинский Б.М. Контроль за разработкой залежей нефти геофизическими методами. М Недра, 1977.

3. Орлинский Б.М., Мациевский Н.С., Муслимов Р.X. Выделение нефтеносных и водоносных коллекторов по скорости расформирования зоны проникновения.- Геология нефти и газа, 1980, № 8, с. 1-6.

4. Орлинский Б.М., Муслимов Р.X. Совершенствование методов контроля за обводнением нефтеносных пластов.- Геология нефти и газа, 1977, № 8, с. 1-6.

5. Султанов С.А., Зайцев В.И., Антонов Г.П. О некоторых закономерностях движения меченой жидкости по пласту.- В кн.: Перспективы открытия новых месторождений Татарии и особенности их разработки. Бугульма, 1980, с. 65-70.

Рисунок Контроль за обводнением продуктивных пластов слабоминерализованной водой в течение длительного периода разработки

1 алевролит; 2 - песчаник; пласты: 3 - нефтеносный, 4 - обводненный слабоминерализованной водой, 5 – обводненный минерализованной водой