Контроль за розробкою нафтогазових родовищ

Рисунок 14.6 – Приклад визначення місця припливу і затрубного руху рідини.

Збіг місць припливу води, які визначені резистивіметром і термометром, при відсутності характерних температурних аномалій, указує на відсутність затрубного руху рідини. На температурній кривій у свердловині в ряді випадків відзначаються аномальні ділянки (максимуми або мінімуми), які пов’язані з різною теплопровідністю гірських порід. Тому при інтерпретаці температурної кривої необхідно одночасно зіставляти її з геолого-каротажним розрізом.

Результати вимірів резистивіметром або термометром з визначення місця припливу води в затрубній циркуляції оформляють у виді зведеної діаграми, таблиці і пояснювальної записки.

На зведеній діаграмі викреслюють отримані криві або найбільш характерні з них. Для кожного виміру варто вказати порядковий номер виміру, час початку і кінця виміру, при спуску або підйомі проводили вимір, рівень рідини на початку і кінці виміру, характер підготовчої операції (відтартування, продавлювання), кількість відібраної (залитої) рідини, технічні зведення (сила струму, масштаби). Іноді на зведеній діаграмі викреслюють діаграму електричного каротажу і геологічний розріз.

У пояснювальній записці викладають історію свердловини та її стан перед підготовкою до вимірів, конструкцію свердловини і проведені в ній роботи. У заключній частині записки повинні бути зазначені результати вимірів і висновки, що стосуються припливів води і затрубного руху рідини.

Контроль пересування водонафтового контакту та визначення поточного значення залишкової нафтонасиченості

Визначення переміщення ВНК, коефіцієнтів поточної та залишкової нафтонасиченості, а також нафтовіддачі k_н.т, k_н.о, h_н.т, h_н.к здійснюється при дослідженні необсаджених і обсаджених свердловин різного призначення. Найбільш точні дані про ВНК і названі вище коефіцієнти отримують при вивченні не обсаджених і обсаджених неперфорованих свердловин за даними комплексу методів електрометрії та радіометрії.

Положення ВНК у не обсаджених свердловинах, контрольних свердловинах із відкритим стовбуром або обсаджених неметалічною колоною в продуктивній частині розрізу, а також у додаткових свердловинах, які пробурені в процесі експлуатації родовища, встановлюють аналогічно визначенню границь першопочаткового ВНК.

Положення ВНК в обсаджених неперфорованих свердловинах визначають методами радіометрії.

1. Нейтронний гамма-каротаж.

Водонафтовий контакт надійно встановлюється в пластах, у яких нафта витісняється водою, що містить хлор, із мінералізацією вище 120-150 г/л при k_п³20%. Контакт нафта-вода фіксується на кривих НГК збільшенням I_ng напроти водоносної частини пласта по відношенню до нафтоносної до 15 %. Положення ВНК встановлюють за початком спаду інтенсивності I_ng (Рис. 15.1,а).

Спектрометричний нейтронний гамма-каротаж найбільш чутливий до вмісту хлору в пласті. При реєстрації захопленого гамма-випромінювання з енергією 4-5.6 МеВ перевищення I_ng на границі ВНК складає 50-100 %.

2. Нейтрон-нейтронний каротаж густини теплових нейтронів.

При витісненні нафти мінералізованою водою ВНК відмічається на кривих ННК-Т зменшенням показів I_nТ напроти його водоносної частини. Положення ВНК фіксується за початком підйому кривої I_nТ (Рис. 15.1, б).

3. Імпульсний нейтрон-нейтронний каротаж.

У водоносній частині пласта середній час життя теплових нейтронів менший, ніж у нафтоносній. Контакт вода-нафта відмічається за початком збільшення I_ІnТ (Рис. 15.1, в).

4. Імпульсний нейтронний гамма-каротаж.

Даний метод дозволяє визначити положення поточного ВНК за величиною t_п аналогічно ІННК (Рис. 15.1, г).

5. Каротаж наведеної радіоактивності.

Водоносна частина пласта фіксується підвищеними показами наведеної гамма-активності у порівнянні з нафтоносною внаслідок більшого вмісту ядер натрію та хлору нижче ВНК. Метод ефективний при визначенні положення ВНК у випадку мінералізації пластових вод за NaCl вище 40 г/л. Границю ВНК визначають у точці, яка знаходиться на середині аномалії між нафтоносною та водоносною частинами пласта (Рис. 15.1, д).

6. Каротаж радіохімічного ефекту.

При визначенні поточного положення ВНК зіставляють заміри природної радіоактивності до і в процесі переміщення ВНК. Природна радіоактивність напроти обводненої частини пласта інколи аномально зростає, а гамма-активність нафтоносної його частини залишається незміненою.

7. Каротаж радіоактивних ізотопів.

Положення ВНК відмічається підвищенням інтенсивності гамма-випромінювання напроти водоносної частини пласта у випадку закачування активованої води, а при закачуванні радіоактивної нафти інтенсивність гамма-випромінювання зростає напроти нафтоносної частини пласта. Границя ВНК відмічається аналогічно відбиванні ВНК за даними НГК у випадку закачування активованої води та аналогічно ННК-Т при використанні активованої нафти (Рис. 15.2).

8 Каротаж індикації елементами з аномальними нейтронними властивостями.

У випадку закачування в пласт водних розчинів хлористого кадмію контакт нафта-вода відмічається за НГК у точці спаду I_ng, за ННК-Т – у точці підйому I_nТ, при використанні в якості активатора борної кислоти ВНК фіксується за НГК і ННК-Т у точці початку спаду I_ng і I_nТ (Рис. 15.3).

Положення ВНК за даними НГК, ННК-Т, ІННК, ІНГК, КНА впевнено визначають у випадку заміщення нафти мінералізованою водою (С_в³120-150 г/л при k_п³25 %). При низькій мінералізації пластових вод і водах, що закачуються, (С_в>15 г/л при k_п³20 %) переміщення ВНК встановлюють тільки за результатами високоточних визначень декремента затухання теплових нейтронів за даними ІННК (l_п=1/t_п). Відмінність l_п для нафтоносної та водоносної частин пласта у випадку ідентичності колекторських властивостей складає 8-10 %.

Коефіцієнт поточної нафтонасиченості визначають у необсаджених оціночних контрольних і додаткових свердловинах методами електрометрії та в обсаджених свердловинах, в основному за даними ІННК.

Необсаджені свердловини. У випадку витіснення нафти пластовою водою та водою, що закачуться, з мінералізацією, яка близька до пластової, коефіцієнт поточної нафтонасиченості пласта k_н.т визначають за методиками, які аналогічні оцінці коефіцієнта початкової нафтонасиченості пласта k_н. Однак при цьому використовують залежність P_н=f(k_в), яка отримана при поточному значенні коефіцієнта водонасиченості. Використовуючи залежність P_н=f(k_в.з), яка отримана за величиною коефіцієнтів залишкової водонасиченості, приводить до заниження k_н.т.

При витісненні нафти із пласта прісними водами, що закачуються, найбільшу важкість складає оцінка мінералізації суміші пластової та нагнітаючої вод. Визначенні k_н.т проводять за величиною параметра насичення:

Р_н=r_н.п.об/r_в.п.об, (15.1)

де r_н.п.об – питомий електричний опір обводненого продуктивного пласта; r_в.п.об – питомий електричний опір обводненого продуктивного пласта при 100 %-ному насичені порового простору сумішшю пластової води з нагнітаючою, яке розраховане за співвідношенням:

, (15.2)

де Р_п^* – параметр пористості, який встановлений при мінералізації С_см, що відповідає даній стадії обводнення пласта, та враховує вплив поверхневої провідності.

Параметр Р_п^* знаходиться за залежністю Р_п^*=f(k_п), яка побудована для конкретних продуктивних пластів при відомих пористості, глинистості та r_см.

Питомий електричний опір суміші пластової води з нагнітальною визначають за даними метода ПС двома способами.

1. Спосіб М.Х.Хуснулліна полягає у встановлені r_см за результатами замірів потенціалів ПС у свердловинах, які заповнені двома розчинами різної мінералізації з наступним розв’язуванням системи двох рівнянь відносно r_см:

і , (15.3)

де DU_ПС1, DU_ПС2 – зареєстровані різниці потенціалів ПС напроти обводненого пласта відповідно при відомому електричному опорі фільтрату ПР r_ф1 і r_ф2; k_ПС – коефіцієнт аномалії СП.

2. Спосіб Г.С.Кузнєцова і Є.І.Леонтєва полягає в оцінці r_см за кривою потенціалів ПС, які зареєстровані в обводненій свердловині.

Питомий електричний опір суміші пластової води з нагнітальною визначають для однорідного обводненого пласта за формулою:

(15.3)

у випадку неоднорідного пласта для кожного обводненого прошарку:

, (15.4)

де DU_ПС^об, DU_ПС(I-1)-1^об – відповідно приріст потенціалів ПС напроти обводненого однорідного пласта відносно умовної нульової лінії глин і напроти i-го прошарку відносно (i-1)-го прошарку за кривою ПС обводненого пласта; А_да.гл, А_да.п, А_{да.п i-1}, А_{да.п i} – дифузійно-адсорбційна активність глини, однорідного пласта, (i-1)-го і i-го прошарків відповідно; r_см, r_{см i-1}, r_{см i} – опір суміші пластової води з нагнітальною в однорідному обводненому пласті, в (i-1)-м і i-м прошарках відповідно.

Величину А_да.гл знаходять за результатами лабораторних досліджень кернового матеріалу з введенням поправки за температуру пласта. Дифузійно-адсорбційну активність обводнених пластів і прошарків розраховують за формулою:

, (15.5)

де DU_{ПС в} – встановлена амплітуда потенціалів ПС напроти досліджуваного пласта для випадку відсутності його обводнення.

Даний спосіб оцінки r_см не враховує можливої наявності потенціалів фільтрації, а також впливу зміни температури пласта у результаті його обводнення на дифузійно-адсорбційну активність пласта.

Оцінку k_н.т продуктивного пласта, обводненого прісними нагнітальними водами, проводять за емпіричними або теоретичними залежностями Р_н=f(k_н.т), які побудовані для конкретних продуктивних пластів із врахуванням мінералізації суміші пластової води з нагнітальною та коефіцієнтів пористості.

Похибка визначення k_н.т зменшується зі зниженням степені обводненості пласта і його глинистості.

Крім методики визначення k_н.т за даними методу опору, розроблені два способи оцінки коефіцієнтів нафтонасиченості за даними діелектричного каротажу.

1. Спосіб Ю. Л. Брилкіна базується на розв’язку емпіричного рівняння:

, (15.6)

де e_п.н – відносна діелектрична проникність нафтоносного пласта, яка визначена за даними ДК; k_в, k_п – коефіцієнти водонасиченості та пористості; A, m, n, p, q – емпіричні коефіцієнти, які встановлені для конкретних продуктивних відкладів у залежності від мінералізації нисичюючого флюїду; B, C – коефіцієнти, які залежать від діелектричної проникності твердої фази породи та нафти.

Графічний розв’язок рівняння подано у виді номограми, за якою при оцінці k_н.т необхідно знати коефіцієнт k_п і мінералізацію суміші пластової води з нагнітальною (Рис.15.4).

2. Спосіб В. Н. Романова базується на розрахунку петрофізичної моделі, яка побудована для теригенних і карбонатних колекторів з міжзерновою пористістю при зміні температури від 30°С до 120°С і пластового тиску до 150 МПа при частоті електромагнітного поля від одиниць до сотень мегагерц.

Обсаджені свердловини.Методика визначення коефіцієнтів поточного і залишкового нафтонасичення за даними ІННК розроблена Ф. А. Алексєєвим, Я. Н. Басіним і Д. М. Сребродольським. В її основі лежить величина декремента затухання теплових нейтронів для порід у цілому l_п, яка зв’язана з колекторськими властивостями та нафтонасиченістю порід і описується рівнянням:

, (15.7)

де l_ск, l_в, l_н, l_гл – відповідно, декременти затухання для скелета породи з нульовою глинистістю, води, нафти в пластових умовах і глинистого матеріалу.

Результати ІННК дозволяють оцінити коефіцієнти поточної та залишкової нафтонасиченості при наступних умовах: нафту із пласта витісняють водою з мінералізацією 200-250 г/л при k_п=10-15% або С_в³100-150 г/л при k_п>15-20 %. У неглинистих високопористих колекторах можливо оцінювати величину k_н і при мінералізації 30-100 г/л.

Коефіцієнт поточної та залишкової нафтонасиченості розраховують за формулою:

, (15.8)

де l_п^/=l_п-k_гл(l_гл-l_ск) – виправлена за глинистість величина декремента затухання.

Значення l_ск і l_гл знаходять розрахунковим шляхом за результатами хімічного аналізу керну, l_в і l_н оцінюють за вимірюваннями ІННК у неглинистих опорних пластах з відомими k_п, k_н і l_ск з використанням вищенаведеної формули, а також розрахунковим шляхом за даними хімічного аналізу води і нафти.

Коефіцієнти пористості та глинистості визначають за даними ГДС або за даними керну.

При достатньо великому часі затримки (більше 0,7-1,2 мс) виміряні уявні значення декремента затухання l_к=1/t_к відрізняються від дійсної його величини l_п не більше ніж на 10-15 %, тому коефіцієнти k_н.т і k_н.з можна визначати за вище наведеною формулою, замінюючи в ній дійсні значення декрементів затухання твердих компонентів і флюїдів породи їх уявними величинами.

При графічному способі визначення k_н.т і k_в.з використовують опорні водоносні та нафтоносні пласти з відомими k_н і k_п.

Найбільш достовірні відомості про k_н.з отримують за результатами електрометричних досліджень свердловин, які пробурені у вироблених ділянках покладу, де витіснення нафти відбувається пластовою або нагнітальною водою. При визначенні k_н.з користаються залежністю Р_н=r_н.п.об/r_вп=f(k_в), яка побудована для конкретних продуктивних відкладів за величиною поточної водонасиченості.

При використанні результатів екранованих мікрозондів визначення k_н.з проводять за величиною параметра насичення:

, (15.9)

де r_пп.н – покази екранованого мікрозонда в нафтоносній частині пласта; r_вф – питомий опір суміші фільтрату ПР і не витісненої пластової води; П_п – параметр поверхневої провідності; Р_п – параметр пористості.

При наявності в розрізі свердловини сусіднього водоносного пласта з близькими колекторськими властивостями до пласта, що вивчається, параметр Р_н.з розраховують за формулою:

, (15.10)

де r_пп.в – покази екранованого мікрозонда у водоносній частині пласта.

Другий спосіб оцінки k_н.з базується на дослідженні присвердловинної зони продуктивного пласта методами електрометрії у випадку наявності в ній залишкової нафти і при повній її промивці хімреагентами.

Дослідження здійснюються в наступній послідовності:

- перший замір питомого опору r_н.оп при залишковій нафті в зоні проникнення;

- закачування водних розчинів із поверхнево-активними речовинами (ПАР) і з мінералізацією близькою до пластової води; у результаті цього хімічного заводнення відбувається повне витіснення нафти із присвердловинної зони пласта;

- подальше закачування пластової води, у результаті чого відбувається повна водонасиченість даної зони (знищуються ПАР, k_в»100 %);

- другий замір питомого опору r_вп.

Коефіцієнт k_н.з оцінюється за формулою:

, (15.11)

де n – показник степені в емпіричному зв’язку виду Р_н=k_в^-n.

Існує також спосіб оцінки k_н.з за даними комплексної інтерпретації результатів ГДС, наприклад комплексування методів індукційного, екранованого мікрозонда і акустичного каротажу.

Визначення k_н.з проводять і в лабораторних умовах (центрифугування зразків кернового матеріалу).

Можливе визначення коефіцієнтів витіснення за величинами об’ємної вологості промитої частини пласта w_пп=k_пk_впп і об’ємної вологості незатронутої обводненої частини пласта:

. (15.12)

Ф. І. Котяхов пропонує оцінювати за керном, який відібраний із продуктивних пластів при бурінні на звичайній ПР, за формулою:

, (15.13)

де k_в –коефіцієнт початкової водонасиченості; k_н.з – величина залишкової нафтонасиченості, яка знайдена за керном; b – об’ємний коефіцієнт пластової нафти; k_вит.г – коефіцієнт додаткового витіснення нафти за рахунок її розгазовування при падінні пластового тиску до атмосферного, що визначається за номограмою.

Контроль пересування газорідинного контактів і визначення поточного коефіцієнта газонасиченості

Визначення переміщення ГРК, коефіцієнтів поточної та залишкової газонасиченості, а також газовіддачі проводять на основі промислово-геофізичних досліджень експлуатаційних, контрольних і оціночних свердловин.

Поточне положення ГВК встановлюють за результатами геофізичних досліджень необсаджених або обсаджених неметалічною колоною оціночних і контрольних свердловин аналогічно визначенню границь першопочаткового ВНК.

В обсаджених неперфорованих свердловинах поточне положення ГВК встановлюють за кривими методів НГК, ННК-Т, ННК-НТ, ІННК і ІНГК, за підвищеними значеннями реєструючої інтенсивності напроти газоносної частини пласта в порівнянні з водоносною незалежно від мінералізації підстиляючих вод.

За даними термометрії в перфорованих свердловинах контакт газ-вода фіксується посередині нижньої ділянки температурної аномалії, яка виникає за рахунок дросельного ефекту.

За даними АК газоносна частина пласта фіксується високими значеннями інтервального часу проходження пружних коливань і великими значеннями коефіцієнта затухання.

Поточне положення ГНК встановлюють за кривими НГК, ННК-Т, ННК-НТ, ІННК, ІНГК аналогічно як і ГВК.

У випадку визначення коефіцієнта поточної k_г.т або залишкової k_г.з газонасиченості за даними ІННК основу складає величина декремента затухання теплових нейтронів газоносного пласта l_п.г, яка пов’язана з колекторськими властивостями та газонасиченістю. Коефіцієнти k_г.т і k_г.з розраховують за формулою, яка наведена вище для нафтоносної частини пласта, замінюючи l_н на l_г.т.