Контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений геофизическими методами

     Пример 

    Определение положения ВНК в случае, когда  пласт достаточно однороден по пористости и литологии и пластовые воды имеют высокую минерализацию, возможно методами ИННК, НГК и ННК-Т. Положение водонефтяного контакта надежно определяется по всем диаграммам на основании качественной интерпретации: на диаграммах НГК — по началу уменьшения показания, на диаграммах ННК-Т и ИННК на любой задержке — по началу увеличения показаний. 

    Контроль  за продвижением фронта закачиваемых вод

    При внутриконтурном заводнении необходимо осуществлять контроль за продвижением фронта закачиваемых вод. Для решения этой задачи применяются тот же комплекс методов и методика исследований, что и при контроле за продвижением ВНК.

    Методика  интерпретации результатов исследований должна учитывать основные закономерности продвижения закачиваемых вод:

    а) в однородном пласте с хорошей  вертикальной проницаемостью наблюдается опережающее обводнение в подошвенной части и отставание в кровельной за счет проявления гравитационных сил;

    б) в неоднородном по проницаемости  пласте опережающее обводнение наблюдается по наиболее проницаемым прослоям;

    в) по мере продвижения закачиваемых вод по нефтяному пласту происходит увеличение их минерализации за счет экстракции солей из нефти, в результате чего на фронте вытеснения образуется вал минерализованных вод, в которых содержание солей в ряде случаев выше, чем в реликтовых водах.

    Из  первых двух закономерностей вытекает, что в подошвенной части пласта, сложенной коллекторами с лучшими  фильтрационными свойствами, нужно ожидать значительного опережающего продвижения фронта закачиваемых вод по сравнению с остальной частью пласта. Напротив, в кровельной части пласта, сложенной коллекторами с пониженной проницаемостью, после прохождения фронта закачиваемых вод и длительной промывки пласта может остаться нефть. Отсюда следует, что для повышения надежности интерпретации необходимо предварительно классифицировать по роды-коллекторы по фильтрационным свойствам и учитывать положение исследуемого пропластка относительно границ пласта.

    Из  третьей закономерности вытекает, что  вытеснение нефти закачиваемой водой  сопровождается сложным процессом изменения хлоросодержания пласта. Этот процесс может быть разбит на следующие этапы;

• начальный этап, когда нефть в пласте еще неподвижна и остаточная вода опреснена в прискважинной зоне фильтратом промывочной жидкости (в случае вскрытия пласта на пресной промывочной жидкости;
• этап однофазного движения нефти ? содержание хлора в прискважинной части пласта увеличивается за счет солевого обмена между движущейся нефтью и неподвижной остаточной водой;
• этап уменьшения нефтенасыщенности за счет опережающей 
  капиллярной пропитки содержание хлора в пласте достигает 
  максимума и может превзойти его содержание в водоносной части 
  пласта;
• начальный этап обводнения ? содержание хлора начинает уменьшаться до уровня минерализации остаточной воды;
• этап обводнения закачиваемой водой ? в зависимости от соотношения минерализации закачиваемой и остаточной воды содержание хлора в пласте или постепенно стабилизируется, если их минерализации близки или будет уменьшаться при меньшей минерализации закачиваемых вод;
• конечный этап ? содержание нефти в пласте достигает предельной величины остаточной нефтеиасыщенности, а минерализация воды в пласте, включая связанную воду, становится равной минерализации закачиваемой.

    Кривая  изменения декремента затухания  плотности нейтронов в процессе выработки нефтяного пласта повторяет по форме кривую изменения содержания хлора в пласте и поэтому служит характеристикой, по которой можно судить об этапах процесса вытеснения нефти водой.

     Пример 
 

    Количественная  оценка коэффициента текущей и остаточной нефтенасыщенности

    Количественная  оценка текущей и остаточной нефтенасыщенности  разрабатываемого пласта возможна при условии известной и достаточно высокой минерализации вод, обводняющих пласт.

    В открытом стволе указанная задача решается методами электрического каротажа, методика интерпретации результатов которых не отличается от методики оценки первоначального коэффициента нефтенасыщенности.

    В обсаженной скважине в настоящее  время единственным методом оценки текущей и остаточной нефтенасыщенности является методика ИННК. Оценка нефтенасыщенности по данным ИННК базируется на связи среднего 
времени жизни тепловых нейтронов с коллекторскими свойствами и нефтенасыщенностью исследуемых пород.

    На  характер зависимости существенное влияние оказывают минерализация пластовой воды, состав минерального скелета, глинистость, химический состав нефти. Влияние этих факторов должно быть учтено или исключено.

    Методика  количественной оценки текущей и  остаточной нефтенасыщенности применима  для песчано-глинистых коллекторов с гранулярной пористостью при разработке залежи в условиях естественного водонапорного режима или с поддержанием пластового давления за счет законтурной или внутриконтурной закачки пресных вод в начальной стадии обводнения, когда минерализация воды, вытесняющей нефть, близка к минерализации пластовой воды. Эффективное использование методики возможно при минерализации пластовой воды не менее 150 г/л NaCl и пористости пласта более 15%. Методика количественной оценки нефтенасыщенности может быть использована для качественной интерпретации (выделения нефтенасыщенных и обводняющихся пластов, а также степени их выработки) в условиях пониженной минерализации пластовых вод (30—100 г/л) и изменения пористости и глинистости в широких пределах (0,1 <k_п<0,3; 0<С_гл<0,3), когда оценка нефтенасыщенности с абсолютной погрешностью меньше 5%, невозможна.

    Оценка  начальной нефтенасыщенности производится только в скважинах, пробуренных  на растворах с нефтяной основой. При вскрытии пласта на водных растворах  в связи с возможным стойким опреснением связанной воды в продуктивных пластах оценка начальной нефтенасыщенности по данной методике будет завышенной и может использоваться в качестве фоновой или опорной величины, значение которой принимается близкой к 100% (фиктивная нефтенасыщенность).

    Методика  количественной оценки нефтенасыщенности  применима в условиях остановленных скважин при исследовании неперфорированных пластов или перфорированных, когда поступление жидкости из скважины в пласт не наблюдается. В условиях работающей скважины определение нефтенасыщенности возможно, если отсутствуют перетоки флюидов между пластами.

    Количественная  оценка нефтенасыщенности основана на использовании опорных пластов с известными максимальными и минимальными значениями нефтенасыщения, что позволяет избавиться от существенных систематических погрешностей, связанных с различием между истинной и измеряемой величинами времени жизни тепловых нейтронов, а также неточностью знания некоторых параметров пласта. 

    Контроль  за продвижением газонефтяного контакта

    Контроль  за продвижением газонефтяного контакта (ГНК) осуществляется по следующим данным:

    а) в неперфорированном интервале  пласта по кривым нейтронных методов  НГК ННК-Т, ИННК;

    б) в перфорированном интервале  пласта по кривым нейтронных методов, по термометрии, по измерениям гамма-плотномером;

    в) по промысловым данным.

    Основными методами контроля за положением ГНК  являются стационарные нейтронные методы: НГК, ННК-Т.

    Возможность нейтронного каротажа по разделению нефтеносной и газоносной частей пласта определяется их различием в объемном содержании водорода. Газоносный пласт отличается от нефтеносного (а также и водоносного) меньшим содержанием водорода и меньшей плотностью, что приводит к повышению показаний НГК и НК-Т при измерениях с зондами, большими инверсионного, против газоносной части пласта. По этому признаку осуществляется разделение газоносной и нефтеносной частей пласта и контроль за продвижением ГНК.( Под ГНК в этом случае понимается граница, вышей которой в нефтяном пласте содержится свободный газ в количестве, превышающем чувствительность метода НК (примерно 10-20% при пористости более 20%). Ниже этой границы обычно получают нефть без свободного газа, выше ? нефть с газом).

    На  диаграммах НК в однородном пласте положение ГНК устанавливается в точке начала роста показаний над уровнем показаний в заведомо нефтеносной части пласта. В неоднородном пласте положение ГНК может быть определено по результатам сравнения предыдущего и последующего измерений, если за время между измерениями произошло изменение положения ГНК. Сопоставление этих диаграмм позволяет по точке начала увеличения показаний на одной диаграмме относительно другой устанавливать положение ГНК как в момент последующего, так и в момент предыдущего измерения. Положение первоначального ГНК определяется в неоднородном пласте по результатам сравнения двух измерений, выполненных после бурения, когда газ оттеснен от забоя фильтратом промывочной жидкости, и после расформирования зоны проникновения. 
 

    2.2. Изучение эксплуатационных характеристик пласта. 

    При исследовании эксплуатационных характеристик  продуктивного пласта решаются следующие  задачи:

• определение интервалов притока и поглощения жидкости;
• определение профиля притока нефти, воды и газа в эксплуатационных скважинах и профиля приемистости в нагнетательных скважинах;
• выявление обводненных интервалов и установление причин обводнения;
• определение энергетических параметров пласта.

    Данные  задачи могут решаться при установившихся и неустановившихся режимах работы скважины. В общем случае используется комплекс методов, включающий методы термометрии, расходометрии, влагометрии, резистивиметрии, плотнометрии, барометрии, шумометрии и метод меченого вещества. 
 

    Выделение интервалов притока (поглощения) 

    Все пласты, против которых фиксируется приток(приемистость) по данным дебитометрии-расходометрии, считаются отдающими(поглощающими). Нижняя граница притока(приемистости) в скважине устанавливается по результатам исследования тремя методами: термометрии,механической и термокондуктивной дебитометрии. Термодебитометрия является основным методом выявления отдающих(поглощающих) пластов.

    Пример  выделения работающих интервалов в обсаженной скважине по кривой термодебитомера.

    1 – работающие  участки пласта; 2 – неработающие участки пласта; 3- профиль притока флюида; 4 – вода; 5 – нефть. 

    Пороговая чувствительность термодебитомера  выше пороговой чувсвительности  механического расходомера. В частности, термодебитомер способен обнаружить притоки  и при капельном истечении нефти в воду. При небольшой величине зумпфа или когда зумпф в скважине заполнен осадком, выделение нижней границы притока затруднено, так как переход прибора из осадка в воду и отрыв прибора от забоя отражаются на термодебитограмме аномалией, соответствующей началу притока флюида в скважину.

    Для выявления отдающих(поглощающих) пластов, не выделяемых по данным дебитометрии-расходометрии, к интерпретации привлекаются данные термометрии, проведенные в действующей  и затем остановленной на короткое время скважине.