УДК 553.98.061.4.002.23
Н. С. МАЦИЕВСКИЙ (ТатНИПИнефть)
Изучение динамики расформирования зоны проникновения для выделения нефтеносных и заводненных коллекторов
Для оценки нефтенасыщенности пластов все шире используются геофизические исследования, основанные на изучении процессов фильтрации в прискважинной части пласта.
Разработка нефтяных месторождений осуществляется путем применения систем законтурного и внутриконтурного заводнения. Крупные многопластовые залежи разрезаются рядами нагнетательных скважин на самостоятельные площади. В залежь закачивается вода низкой минерализации, поэтому возникают трудности при разделении продуктивных пластов и коллекторов, заводненных закачиваемой водой в разрезах бурящихся скважин.
Для решения этой задачи в Татарии осуществляется метод контроля за обводнением нефтяных залежей закачиваемой водой, который базируется на изучении динамики расформирования зоны проникновения. Этот метод предусматривает создание в пластах борсодержащей зоны проникновения н дальнейший контроль за процессом ее формирования. Исследования проводятся комплексом нейтронных методов до и после создания зоны. В зависимости от того, чем обусловлен процесс расформирования зоны проникновения - фильтрацией нефти или закачиваемой воды - полнота вытеснения борсодержащего фильтрата из прискважинной части коллектора и скорость расформирования зоны будут разными [2,3].
Исследования проведены более чем по 100 скважинам, пробуренным на Ромашкинском и Новоелховском месторождениях. Бурение скважин на разрабатываемых залежах преследует две цели: повышение нефтеотдачи объектов эксплуатации и ускорение извлечения запасов нефти. Скважины, предназначенные для решения первой задачи, располагают в зонах недренируемых запасов и на линиях стягивания контуров нефтеносности, а для решения второй - размещают на наиболее продуктивных участках залежи, охваченных выработкой [1]. Выделение нефтеносных и заводненных коллекторов описанным методом проведено по скважинам, пробуренным на участках активной разработки нефтяных залежей.
Интерпретация измерений нейтронными методами основана на сопоставлении замеров, проведенных в процессе расформирования зоны проникновения, с контрольным, который производится в пластах до образования борсодержащей зоны. В исследованных скважинах выявлено 145 высокоомных пластов, которые по особенностям расформирования зоны проникновения можно разделить на три группы ( рис. 1 ).
В первую группу включены 60 пластов. В течение нескольких суток после цементирования обсадной колонны в результате образования борсодержащей зоны проникновения пласты выделяются низкими показателями нейтронных методов (второй замер). В дальнейшем наблюдается расформирование зоны обусловленное вытеснением борсодержащего фильтрата из прискважинной части пласта. Характерный признак группы заключается в том, что за период исследований и после расформирования зоны показания нейтронных методов (третий замер) достигают 70-76% от показаний на контрольном замере. Пласты представлены нефтеносными коллекторами, 21 из которых вскрыты перфорацией, и во всех случаях получена безводная нефть. Возрастание показаний нейтронных методов в пределах нефтеносных коллекторов связано с интенсивной фильтрацией нефти по пласту [2]. Проведенные исследования свидетельствуют о том, что на нефтеносные пласты, вскрытые при бурении новых скважин, активно влияет закачка.
Ко второй группе отнесены 70 пластов. В половине из них показания уже на втором замере возрастают до 40-60% по сравнению с контрольными, в другой половине скорость фильтрации меньше, и они имеют те же показания, что и пласты первой группы. Ко времени про ведения третьего замера нейтронными методами расформирование зоны проникновения завершается, и величина регистрируемой интенсивности достигает и даже превышает контрольную. Эти пласты представлены коллекторами, заводненными закачиваемой водой, 16 из них перфорировали, при испытании получена закачиваемая вода.
По динамике расформирования зоны проникновения выделенные группы пластов отличаются между собой. Это связано с тем, что в первом случае фильтрат из прискважинной части пласта вытесняется нефтью, а во втором - закачиваемой водой.
К третьей группе отнесены 15 пластов. По особенностям расформирования зоны они отличаются от коллекторов двух первых групп. В результате образования зоны проникновения показания нейтронных методов снижаются в 1,5-2 раза по сравнению с контрольными. Высокие показания можно объяснить большой скоростью расформирования борсодержащей зоны. По этому признаку пласты третьей группы подобны заводненным коллекторам, в интервале которых уже через несколько суток значительная часть борсодержащего фильтрата может быть вытеснена из прискважинной части коллектора (см. рис. 1 , А). В процессе расформирования зоны регистрируемая интенсивность увеличивается до 78-88% по сравнению с показаниями на контрольном замере. После расформирования зоны проникновения показания не изменяются. Часть порового объема коллектора остается насыщенной борсодержащим фильтратом, что влияет на результаты при исследовании нейтронными методами. Они возрастают, но остаются меньшими, чем в интервале заводненных коллекторов. По этому признаку, характерному для нефтеносных коллекторов, пласты уподобляются коллекторам первой группы (см. рис. 1 , Б). Таким образом, в процессе расформирования зоны проникновения в пластах третьей группы объединяются особенности нефтеносных и заводненных коллекторов.
Пять из них вскрыты перфорацией, при опробовании получена нефть с водой, начальная обводненность продукции составила 25-50%. В процессе дальнейшей эксплуатации скважин обводненность возрастала и через 10-12 мес. достигла 90- 95 %. Изменение содержания воды в продукции скважин свидетельствует о том, что такой рост обводненности характерен при заводнении нефтеносных пластов [4].
Данные опробования и эксплуатации скважин, изучение особенностей расформирования зоны проникновения позволяют сделать вывод о том, что выделенная группа пластов представлена коллекторами, в пределах которых происходит двухфазное течение жидкости. Зону двухфазной фильтрации называют стабилизированной. Образование такой зоны наблюдалось при многочисленных опытах вытеснения нефти водой на моделях пласта [5]. Однако при освоении нефтяных месторождений выявление таких зон стало возможным лишь при разработке методов, основанных на изучении фильтрационных процессов.
Характерным для выделенных пластов является их незначительная мощность, которая изменяется от 1 до 5 м и в среднем составляет 3 м. По-видимому, гравитационные силы в пределах маломощных коллекторов почти не влияют на разделение двух фаз с различной плотностью. При вытеснении нефти закачиваемой водой в коллекторах большой мощности заводнение нефтеносных пластов начинается от нижней границы коллектора [4].
На рис. 2 показан пример выделения нефтеносных и заводненных коллекторов по динамике расформирования зоны проникновения. В скв. 14003 в сентябре 1977 г. провели контрольный замер комплексом нейтронных методов. В пластах а, в и г показания импульсных методов составили 1150 имп/мин. В зону продуктивных коллекторов закачали промывочную жидкость, обработанную борным ангидридом с содержанием бора 6,5 г/л. Через четыре дня провели второй замер нейтронными методами после цементирования колонны. В интервале коллекторов показания ИННМ уменьшились соответственно до 56, 45 и 28 % относительно контрольных. 6 декабря провели третий замер, пласты оставались неперфорированными. В верхнем из них расформирование зоны проникновения завершилось, показания метода достигли контрольных значений и даже превышают их. Пласт заводнен закачиваемой водой. По данным стандартного комплекса геофизических исследований, пласт также оценили как заводненный. В пласте г1 расформирования зоны практически не происходит, он представлен нефтеносными коллекторами. Удельное сопротивление пласта в составляет 50 Ом-м, и по данным стандартного комплекса он охарактеризован так же, как нефтеносные песчаники. За период исследований показания ИННМ в пределах пласта достигли 86% от контрольных, и по особенностям расформирования зоны проникновения его следует отнести к третьей группе пластов. После завершения исследований пласт вскрыт перфорацией, при освоении скважины получен приток нефти с водой (содержание воды составило 25%). В процессе эксплуатации обводненность продукции постоянно возрастает, плотность добываемой воды 1,03 т/м3. Результаты опробования и эксплуатации скважины подтверждают насыщенность пласта нефтью и закачиваемой водой.
Таким образом, проведенные исследования более чем по 100 скважинам показали, что разрабатываемый метод обладает рядом преимуществ и позволяет существенно повысить эффективность выделения в разрезах скважин продуктивных пластов и коллекторов, насыщенных закачиваемой водой. Кроме того, широкое применение метода на эксплуатируемых месторождениях позволило установить, что в разрезах скважин, пробуренных в зонах заводнения, выделяются пласты, в интервале которых происходит совместная фильтрация нефти и закачиваемой воды. Зоны двухфазной фильтрации имеют незначительные размеры. Теоретическая оценка длины стабилизированной зоны в реальных пластах показала, что размеры ее не должны быть выше четырех-шестикратной мощности коллектора, поэтому при расстояниях между бурящимися скважинами 400-500 м вероятность вскрытия коллекторов, расположенных в пределах стабилизированных зон, незначительна. Этим объясняется малочисленность третьей группы пластов.
Изучение фильтрационных процессов нейтронными методами представляется весьма перспективным направлением для дальнейшего расширения возможностей геофизических исследований при контроле за обводнением нефтяных месторождений неминерализованной водой.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Поступила 30/I 1981 г.
Рис. 1. Особенности расформирования зоны проникновения в нефтеносных и заводненных коллекторах и изменение показаний нейтронных методов по данным второго (А) и третьего (Б) замеров.
1-3 - номера групп
Рис. 2. Пример выделения нефтеносных и заводненных коллекторов по динамике расформирования зоны проникновения.
Песчаники: 1 - нефтеносные, 2 - заводненные закачиваемой водой, 3 - насыщенные нефтью и закачиваемой водой; 4 - алевролиты; 5 - интервал перфорации. Оценка насыщенности коллекторов по методам: I - стандартному, II - нейтронным