Методы контроля за ппд

      Широко внедренные методы заводнения при эксплуатации нефтяных месторождений вызвали необходимость непрерывного контроля режима разработки залежи. В практике нефтепромысловых работ многочисленные задачи решаются, в основном, геофизическими методами. Основные задачи данной проблемы можно сгруппировать в следующие группы: 

• контроль за продвижением контура нефтегазоносности и перемещением ВНК и ГВК;
• выявление обводненных слоев и прослоев;
• определение характера жидкости, притекающей к забою;
• оценка приемистости пластов и интенсивности притока жидкости из различных  их частей;
• контроль технического состояния эксплуатационных  и нагнетательных скважин и ряд других задач, возникающих в процессе разработки.

Геофизические исследования  для контроля за разработкой залежи проводятся в скважинах эксплуатационного фонда: фонтанирующих, оборудованных глубинными насосами, нагнетательных, контрольных, пьезометрических  и остановленных на ремонт. Современные приборы ( диаметром 25 – 50 мм ) дают возможность проводить измерения через колонну насосно-компрессорных труб в процессе фонтанирования или через серповидный зазор между штангами глубинного насоса и обсадной колонной.

Использование данных термометрии

По данным термометрии в неперфорированных пластах прослеживают местоположение закачиваемых вод по площади и возможный их переток в затрубном пространстве. В связи с различием температур нагнетаемых и

пластовых вод процесс вытеснения нефти водой сопровождается изменением температуры пласта. В перфорированных пластах  термометрия применяется для выделения  интервалов обводнения ( отдающих жидкость в эксплуатационной и поглощающих – в нагнетательной скважине). Решение задачи производится путем сравнения геотермы (базисной температурной кривой, замеренной в простаивающей скважине, удаленной от мест отбора флюида и закачки, находящейся в режиме теплового равновесия с окружающими породами) с тер-мограммами исследуемых скважин.

Прослеживание фронта распространения по пласту закачиваемой воды производится следующим образом. Обводненный пласт, в который закачивается вода с меньшей температурой, чем температура пластовой воды, отмечается на термограмме отрицательной аномалией по сравнению с геотермой (рис. 34).

 

Рис. 34 Выделение обводненного участка пласта

по данным термометрии

1 – обводненный нефтеносный песчаник; 2 – глина; 3 – нефтеносный

песчаник; h – часть пласта, обводненная нагнетаемой водой.

Обводненный пласт определяется по положению точки М , характеризую-щейся минимальной температурой    t . Границы распространения температурного фронта нагнетаемых вод, определяются проведением вспомогательной прямой  ав .  Вспомогательная  прямая  проводится  параллельно геотерме  на расстоянии 

   t / 2   от нее с учетом погрешности записи термограммы. Границы темпера-турного фронта соответствуют точкам пересечения  а  и  в . В наклонных скважинах геотерма, являющаяся типовой для данного района, перестраивается с учетом угла наклона скважины.

 Общим признаком затрубной циркуляции между пластами-коллекторами является резкое понижение геотермического градиента  в интервале перетока, вплоть до нулевых значений. В зависимости от местоположения пласта-источника изменяется  расположение термограммы относительно геотермы. Термограммы могут располагаться выше, ниже и пересекать геотермы. 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 температуры определяется выражением :

                           t  =  E t   p

 

где  p = p пл. – р заб.            -      депрессия на пласт,

             р пл.                            -    пластовое давление,  

         

   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 0  С, на разделе вода – нефть  - от 0,33 до 0,73 0  С  и на границе  вода-газ  -  от  5,47 до  8,47 0  С.

Наличие в скважине притока газа или нефти фиксируется температурной аномалией. При поступлении газа фиксируется заметным снижением температуры, при движении нефти на фоне изменения геотермического градиента за счет дроссельного эффекта возникают небольшие положительные аномалии. Измерение таких низких перепадов температур возможно термометрами с порогом  чувствительности  0,02 – 0,03 0 С. Для получения максимального температурного эффекта против нефтеносных пластов необходимо проводить исследования высокочувствительной термометрией не более чем через 2-3 суток после остановки скважины ( рис. 35 ).

Рис. 35  Выделение нефтеносных пластов в закрепленных скважинах методом высокочувствительной термометрии

1-нефтеносный песчаник; 2-глина;     

а-е – точки отбивки границ пластов

Пример выделения интервалов пласта, отдающих нефть и воду, по комплексу ГИС, в том числе по термометрии приведен на рис.  36

  Нефтеотдающие интервалы отличаются положительными приращениями температуры, обводнившиеся пониженными значениями относительно соседних участков.

Рис. 36 Результаты комплексных промысловых исследований

Притоки: 1-воды; 2-нефти с водой; 3-нефти; 4-интервалы перфорации

 На определенной стадии разработки нефтяные пласты начинают обводняться нагнетаемыми водами. Поступление воды в скважину 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 ( КС )  и индукционного метода ( ИК ) по заметному снижению удельного сопротивления пласта в интервале поступления воды , 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 пласты нефтегазоносные и водонасыщенные по величине электрического сопротивления практически не-возможно. Наиболее уверенно в необсаженных скважинах можно выделить обводненные пресной водой пласты по данным метода потенциалов собственной поляризации ( ПС ) пород. Если пласт обводнился в кровле, то наблюдается смещение линии глин кривой        против покрывающих пород влево (рис. 37 ).  

  В случае обводнения подошвы пласта – линия глин кривой     против покрывающих глин смещается вправо ( рис. 37 б), при обводнении пласта по всей его мощности отмечается общее уменьшение амплитуды          (рис.37в).

Рис. 37 Выделение обводненных пластов пресными водами по данным метода потенциалов СП

Обводнение пласта: а – в кровле; б – в подошве; в – по всей мощности

1 – нефтеносный песчаник; 2 – обводненный песчаник; 3 – глина; 4 – кривые СП при отсутствии обводненности пласта

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, чем нефтенасыщенные. Например, диэлектрическая проницаемость   нефтенасыщенных песчаников составляет  5 – 13 ед., а песчаников обводненных пресной водой – более 15 ед. (рис. 38 ).      

 Рис. 38   Выделение обводненных пресной водой продуктивных пластов по

         методу ГИС (а) и результаты анализа проб газа и интерпретации

              данных по скв. 13100 (б) (Самотлорское месторождение).

1 – условная нулевая линия глин; 2 – глина; 3 – алевролит; 4 – известковистый песчаник; 5 – нефтеносный песчаник; 6 – нефтеводоносный песчаник; 7 – водоносный песчаник; 8 – места отбора проб пластиковых флюидов

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

( рис. 39 ).

Рис.39 Определение характера насыщения пласта АВ4-5  в закрепленной

скважине широкополосными акустическим методом

           

1     -  глина;  2 – алевролит;  3 – нефтеносный песчаник; 4 – обводненный

нефтеносный песчаник; 5 – водоносный песчаник;

   

     

   Контроль обводнения пластов в процессе разработки возможен по данным радиогеохимического эффекта.  В процессе нефтяной залежи 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.

   Радиогеохимический эффект проявляется в скважинах при вытеснении нефти водой любой минерализации. Он считается установившимся, если естественная  радиоактивность, обусловленная этим эффектом, на 10 % выше интенсивности естественного гамма – поля  ( рис. 40   расп ).

Рис. 40  Пример определения интервалов обводнения  по величине радиогеохимического эффекта , профиля отдачи и типа флюида в скважине по комплексу методов ГИС

I,II кривые ГМ, зарегистрированные до и после обводнения.

1-глина; 2-песчаник; 3-алевролит; 4-нефть; 5-вода; 6-нефть с водой