Выделение продуктивных пластов, обводненных нагнетаемыми водами

Реферат

На тему:‹‹ ГИС по контролю за разработкой››

Выполнили:

студенты гр. БГР 15-03                                                          Жиенбаев Б.Б

                                                                                                  Ниверчук Д.А

                                                                                                  Иргалиев И.А

УФА 2018 г.

Контроль за совершенствованием систем разработки месторождений нефти и газа осуществляется геофизическими методами исследований действующих, нагнетательных, контрольных, оценочных скважин и часто называется геофизическим контролем.

Цели геофизического контроля – получение информации о состоянии продуктивных пластов и изменениях, происходящих в них в процессе вытеснения УВ.

Задачи, решаемые геофизическими методами:

Задачи общего характера:

1. определение начального положения и наблюдение за перемещением ВНК, ГНК, ГВК в процессе вытеснения нефти и газа из пласта при заводнении и других способах воздействия на него.

2. наблюдение за перемещением фронта нагнетаемых вод по пласту.

Детальные исследования:

1. уточнение геологического строения мест-я

2. повышение достоверности первичных определений запасов нефти и газа разрабатываемых месторождений (объектов).

3. оценка коэффициентов текущей и конечной нефте- и газонасыщенности и нефте- и газоотдачи пластов.

4. оценка текущих запасов н.и г. месторождений.

5. изучение эксплуатационных характеристик пластов (выделение интервалов притока и приемистости, определение работающих мощностей, продуктивности и пластового давления) разрабатываемого месторождения.

6. контроль за процессами интенсификации притока и приемистости пластов.

Изучение технического состояния скважин:

1. оценка качества цементирования обсадных колонн

2. определение мест притоков и поглощения жидкости в скважине за счет негерметичности обсадных колонн и зон затрубной циркуляции флюида.

3. определение состава и уровня жидкости в скважине и межтрубном пространстве.

4. определение местоположение муфтовых соединений и перфорированных участков обсадных колонн, толщины, внутреннего диаметра, участков смятия, разрывов и коррозии обсадных колонн и НКТ.

5. выбор оптимальных режимов работы технологического оборудования эксплуатационных скважин и определение глубины его спуска.

6. определение мест парафиновых отложений на обсадных и НКТ и скважинном оборудовании.

ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССА ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА ПРИ ЗАВОДНЕНИИ ПЛАСТОВ

Изучение процесса вытеснения нефти и газа при законтур­ном и внутриконтурном заводнении месторождений предусмат­ривает: а) определение первоначального положения в пластах водонефтяного (ВНК), газонефтяного (ГНК) и газоводяного (ГВК) контактов: б) контроль перемещения ВНК и ГВК; в) выделение продуктивных пластов, обводненных пресными и минерализованными водами; г) определение текущей и оста­точной нефтегазонасыщенности пластов.

Определение первоначального положения ВНК, ГВК и ГНК

Первоначальное положение ВНК, ГВК и ГНК устанавлива­ется комплексом промыслово-геофизических методов: в необсаженных скважинах — главным образом методами сопротив­ления, реже методами радиометрии, в обсаженных скважи­нах— в основном методами радиометрии и отчасти термо­метрии.

Водонефтяной контакт в необсаженных скважинах определяется следующими способами: 1) по показаниям КС градиент-зондов и потенциал-зондов достаточно большого раз­мера; 2) по кривым КС микрозондов и рэф мик­розондов СЭЗ; 3) по кривым σэф индукционного метода.

Газоводяной контакт в необсаженных и обсажен­ных скважинах устанавливается следующими способами: 1) по максимальным показаниям КС потенциал- и градиент-зондов большого размера; 2) по увеличению показаний σэф на кривой индукционного метода; 3) по увеличению показаний нейтрон­ного гамма-метода или метода плотности тепловых нейтронов; 4) по превышению показаний НГМ или ННМ-Т большого зонда по сравнению с малым зондом; 5) по на­личию приращений на кривых НГМ, зарегистрированных в раз­ное время зондом одной длины.

Газонефтяной контакт в обсаженных и необсаженных скважинах может быть определен следующими способами: 1) по наличию положительных приращений показаний на кри­вых НГМ или ННМ-; 2) по величинам времени жизни тепловых нейтронов в газоносной и нефтеносной частях пласта по данным геохимических методов иссле­дования скважин по данным термометрии сква­жин.

Рис. 163. Определение положения ВНК по данным нейтронного гамма-ме­тода (НГМ) и метода наведенной активности (МНА) по хлору (по С. А. Султанову), /—водоносный песчаник; 2 — нефтеносный песчаник; 3 — глина

Контроль перемещения ВНК и ГВК

Перемещение ВНК и ГВК в процессе разработки месторож­дений в обсаженных скважинах устанавливается несколькими способами: 1) по показаниям нейтронного гамма-метода (рис. 163); 2) по показаниям нейтрон-нейтронного метода — по изменению плотности тепловых нейтронов (см. рис. 109); 3) по показаниям импульсного нейтрон-нейтронного метода (см, рис. 117); 4) по показаниям импульсного нейтронного гамма-метода; 5) по данным метода наведенной радиоактивности (см. рис. 163).

По положению ВНК и ГВК устанавливают контуры нефте­носности и газоносности.

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 р_п 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 εнефтенасыщенных 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 неперфорированныхскважинах (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. Нарис. 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 (р_пл, 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 [-0,25-(-0,4)]*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