Выделение продуктивных пластов, обводненных нагнетаемыми водами

На  определенной стадии  разработки  нефтяных   и   газовых месторождений   пласты   начинают   обводняться    нагнетаемыми водами. Поступление в скважину воды свидетельствует о подходе фронта  закачиваемой воды либо о прорыве нагнетаемой воды. Обводнение продуктивного пласта минерализованной водой сравнительно легко установить в необсаженных скважинах с   помощью   метода   кажущегося   сопротивления  и   индукционного метода по заметному снижению удельного сопротивления пласта в интервале поступления вод, а в обсаженных скважинах— по данным радиоактивных методов — НГМ, ННМ-Т.

В  процессе выработки залежи, особенно в ее поздней стадии, при замещении нефти или газа в пласте   пресной   водой различить по величине электрического сопротивления пласты нефтегазоносные и обводненные невозможно. Наблюдается даже возрастание рп при промывке продуктивного пласта  пресной водой, но этот критерий ненадежный.

Наиболее уверенно в необсаженных скважинах можно выделить обводненные пресной водой пласты по данным метода потенциалов собственной поляризации пород. Если пласт обводнился в кровле, то наблюдается смещение линии глин кривой Uсп против покрывающих пород влево (рис. 164, а), в случае обводнения подошвы пласта — линия глин кривой Uсп против покрывающих глин смещается вправо (рис. 164,6), при обводнении пласта по всей его мощности отмечается общее уменьшение амплитуды Uсп (рис. 164, в). Изменение формы кривой Uсп против обводненных пресной водой продуктивных пластов объясняется резким изменением соотношения минерализации жидкостей, содержащихся в системе пласт—скважина.

В необсаженных скважинах для выделения обводненных пластов и интервалов их обводнения пресными водами эффективны диэлектрические методы (ДИМ и ВДМ). Обводненные участки пласта отмечаются более высокими значениями диэлектрической проницаемости по сравнению с нефтенасыщенными. Например, диэлектрическая проницаемость ε нефтенасыщенных песчаников составляет 5—13 отн. ед., а песчаников, обводненных пресной водой, более 15 отн. ед. (рис. 165).

Эффективны при выделении обводненных пластов и интервалов обводнения в необсаженных скважинах данные низкочастотного широкополосного акустического метода (НШАМ) (см. § 67). Этот метод можно применять и в обсаженных скважинах, но при условии хорошего сцепления цемента с породой и колонной (рис. 166).

В обсаженных металлическими колоннами скважинах основными методами контроля положения ВНК и его перемещения являются нейтронные методы — НГМ, ННМ-Т и ИННМ,-Т. Различие показаний этих методов в нефтеносной и обводненной частях пласта вызвано неодинаковым объемным содержанием хлора в этих частях, т. е. минерализацией остаточной и нагнетаемой воды и пористостью пласта. В случае обводнения пластов пресными водами при низкой минерализации пластовых вод (Св=15-1ОО г/л) наиболее эффективны повторные измерения ИПММ-Т в неперфорированных скважинах (рис. 167). По данным ИННМ-Т можно установить положение ВНК.

Контроль обводнения пластов в процессе их разработки возможен по данным радиогеохимического эффекта. В процессе разработки нефтяных залежей в передней части фронта вытеснения возникает поле аномально высоких концентраций радия и продуктов его распада — радиогеохимический эффект. Подход нагнетаемых вод с высокой концентрацией радиоактивных элементов к нефтяным скважинам и адсорбция радиоактивных солей поверхностью цементного камня сопровождаются аномальным повышением естественной радиоактивности в обводненной части пласта. Для определения обводняющихся интервалов измеряется интенсивность естественной радиоактивности до и в процессе обводнения. Естественная радиоактивность обводненной части пласта аномально возрастает, а гамма-активность нефтеносной его части остается неизменной.

Рис. 164. Выделение обводненных пластов пресными водами по данным метода потенциалов СП.

Обводнение пласта: а — в кровле; б — в подошве; в — по всей мощности. / — нефтеносный песчаник; 2 — обводненный песчаник; 3 — глина; 4 — кривые СП при отсутствии обводнения пласта.

Рис. 165. Выделение обводненных пресной водой продуктивных пластов по комплексу методов ГИС (а) и результаты анализа проб газа и интерпретации данных по скв. 13100 (б) (Самотлорское месторождение).

— условная нулевая линия глин по СП; 2 — глина; 3 — алевролит; 4 — известковистый песчаник; 5 — нефтеносный песчаник; 6 — нефтеводоносный песчаник; 7 — водоносный песчаник; 8 — места отбора проб пластовых флюидов. На рис. б кривые 1—6 характеризуют содержание газа в пластах, отмеченных цифрами в кружочках.

Рис.   166.  Определение  характера  насыщения пласта  АВ4-5  в закрепленной скважине широкополосным акустическим методом.

/ — глина;    2 — алевролит;   3 — нефтеносный     песчаник;   4 — обводненный    нефтеносный песчаник;    5 — водоносный    песчаник.

Рис.  167. Выделение пластов, обводняющихся пресными водами, по данным повторных измерений ИННМ-Т в неперфорированном пласте. / — нефть; 2 — пресная вода; 3 — минерализованная вода.

Рис. 168. Пример определения интервалов обводнения по величине радиогеохимического эффекта, профиля отдачи и типа флюида в скважине по комплексу методов ГИС.

/, // — кривые ГМ, зарегистрированные до и после обводнения, / — глина; 2— песчаник; 3 — алевролит; 4 — нефть; 5 — вода; б — нефть с водой

Радиогеохимический эффект проявляется в скважинах при вытеснении нефти водой любой минерализации. Он считается установившимся, если естественная радиоактивность, обусловленная этим эффектом, на 10 % выше интенсивности естествен естественного гамма-поля (рис. 168).

Достаточно высокую эффективность при выделении обводняющихся пластов нагнетаемыми водами показали методы термометрии. В связи с различием температур нагнетаемых и пластовых вод процесс вытеснения нефти водой сопровождается изменением температуры пласта. Обычно температура нагнетаемых вод ниже пластовой, поэтому обводненный пласт выделяется по отрицательным температурным аномалиям при сравнении термограммы с геотермой (рис. 169). В интервале появления отрицательной температурной аномалии на термограмме выделяется точка минимальной температуры и определяется ее отклонение Δt от геотермы Г. Точки пересечения линии, проведенной на расстоянии Δt/2 параллельно геотерме, с термограммой определяют интервал прохождения температурного фронта нагнетаемых вод. Обводнение пласта в интервале прохождения температурного фронта устанавливается по положению точки минимальной температуры.

Весьма перспективен метод высокочувствительной термометрии при выделении газоносных, нефтеносных и водоносных интервалов в эксплуатационных действующих и остановленных скважинах с использованием дроссельного эффекта (эффект Джоуля — Томсона). В этом случае изменение темпе) определяется выражением Δt = εtΔр, где Δр=рпл-р3 — депрессия на пласт (рпл, рз — соответственно пластовое и забойное давления); εt— коэффициент Джоуля — Томсона, который вычисляется по формуле εt = (t’з-t’’з)/(p’з-p’’з) на основании измерений температур на забое и давлений на двух режимах работы пласта. Определение характера насыщения пород основано на существенно различающихся значениях εt пластовых флюидов; для воды εt = 0,0235*10~5), для нефти (0,01—0,06)*10~5, для газа *10~5 °С/Па. Расчеты показывают, что при депрессии на пласт 2 МПа изменение температуры за счет дроссельного эффекта на контакте нефть — газ должно составлять от 5,8 до 9,2 °С, на разделе вода — нефть — от 0,33 до 0,73 °С и на границе вода — газ — от 5,47 до 8,47 °С.

Метод высокочувствительной термометрии позволяет выделять нефтеносные и водоносные пласты в остановленных скважинах за счет формирования температурных аномалий в работающих пластах до остановки скважин. По положительным температурным аномалиям относительно кривой геотермического градиента могут быть выявлены нефтеносные интервалы, по отрицательным аномалиям — водоносные интервалы (рис. 169, 170). Для получения максимального температурного эффекта против нефтеносных пластов необходимо проводить исследования высокочувствительной термометрией не более чем через 2—3 сут после остановки скважины.

При высокочувствительной  термометрии используются   термометры чувствительностью 0,02 °С.

Для выделения обводненных пластов и их интервалов можно е использовать следующие материалы: 1) данные метода изотопов (см. § 50); 2) результаты исследований методом ИНГМ в различное время измененной минерализованным раствором прискважинной зоны пласта (см. § 59); 3) данные метода наведенной активности кислорода (см. § 60); 4) данные опробователей пластов на кабеле (см. рис. 165).

Рис.    169.   Выделение    обводненного      участка пласта по данным термометрии.

Рис.    170. Выделение нефтеносных пластов в закрепленных скважинах  методом высокочувствительной термометрией