Контроль перемещения гнк и гвк

 

Перемещения ГНК, ГВК определяют при исследовании необсаженных оценочных скважин, контрольных и дополнительных скважин. Наиболее точные данные об изменении положения контактов получают в необсаженных и обсаженных неперфорированных скважинах по данным комплекса методов электрометрии и радиометрии. В обсаженных перфорированных скважинах определение текущих положений МК и ГВК затруднено из-за влияния динамических сил прискважинной и удаленных частей пласта.

 

Контроль перемещения ГВК

Текущее положение ГВК устанавливается по результатам геофизических исследований необсаженных или обсаженных неметаллической колонной оценочных и контрольных скважин аналогично тому, как определяются границы первоначального положения ВНК.

В обсаженных неперфорированных скважинах положение ГВК устанавливается по кривым нейтронных методов на основе различного содержания водорода в газоносной и водоносной частях коллектора. Так, на кривых НГМ, ННМ-Т, ННМ-НТ, ИННМ и ИНГМ газоводяной контакт отмечается повышенными показаниями регистрируемой интенсивности против газоносной части пласта по сравнению с водоносной независимо от минерализации подстилающих вод (рис. 24).

Аналогичная картина получается при определении текущего положения ГВК в перфорированных скважинах по кривым нейтронных методов.

По данным термометрии в перфорированных скважинах ГВК фиксируется посередине нижнего участка температурной аномалии, возникающей за счет дроссельного эффекта.

По данным акустического метода газоносная часть пласта отмечается высокими значениями интервального времени прохождения упругих колебаний и большими значениями коэффициента затухания, т.е. υ_Рвп > > υ_Pгп и α_Рвп < α_Ргп. Наибольший эффект получается в необсаженных и обсаженных скважинах при использовании низкочастотного метода, имеющего больший радиус исследования по сравнению с высокочастотным, особенно при работе на поперечных волнах, для которых υ_Sвп > υ_Sгп и α_Sвп < α_Sгп.

 

Контроль перемещения ГНК

Определение текущего положения ГНК в необсаженных или обсаженных неметаллической колонной оценочных и контрольных скважинах по данным методов электрометрии невозможно, как и при установлении первоначального положения ГНК.

Текущее положение устанавливается по кривым НГМ, ННМ-Т, ННМ-НТ, ИННМ, ИНГМ, газометрии, высокочувствительной термометрии, обычного акустического и низкочастотного методов в обсаженных и необсаженных скважинах, когда зона проникновения фильтрата промывочной жидкости отсутствует или очень мала (рис. 25, г). В этом случае нефтеносная и газоносная части характеризуются следующими соотношениями: υ_Pнп > υ_Ргп и υ_Sнп < υ_Sгп; α_Pнп < α_Ргп и α_Sнп > α_Sгп.

 

Контрольные вопросы

1. Каким образом проводится контроль за перемещением ГВК?

2. Каким образом проводится контроль за перемещением ГНК?

 

Контроль перемещения газовой шапки и перемещения нефтяной оторочки при эксплуатации нефтегазовых месторождений

 

Нефтегазовые залежи характеризуются наличием узких нефтяных оторочек (от 1-3 до 15-20 м по вертикали). Разработка нефтяных оторочек представляет значительную сложность. Опыт разработки этих оторочек в нашей стране имеется лишь по единичным месторождениям. Для обеспечения наибольшего коэффициента извлечения нефти из оторочек предложены различные системы их разработки: вытеснение нефти законтурной водой или газом газоносной части залежи, закачка сухого или жирного газа в газовую и нефтяную части и др.

Считают, что особенно эффективно взаимосмешивающееся вытеснение нефти с жирным газом (природный газ с высоким содержанием конденсата или попутный газ, растворенный в нефти). Также относительно высок коэффициент вытеснения нефти водой, особенно водой с добавкой различных реагентов. Наименее эффективно вытеснение нефти сухим газом.

При вытеснении нефти водой (законтурной пластовой, закачиваемой в законтурную область или внутрь оторочки) геофизическими методами осуществляется контроль за положениями ВНК и ГНК, за фронтом воды, закачиваемой вовнутрь оторочки способами, изложенными выше.

В этом случае, как и при разработке нефтяных месторождений с газовой шапкой, стремятся исключить или ограничить малоэффективный процесс вытеснения нефти сухим газом, особенно внедрение нефти в газоносную часть залежи, которое, как указывалось выше, чревато особо большими потерями нефти. С этой целью, регулируя пластовое давление в газовой части, добиваются стабильного положения ГНК или возможно медленного внедрения газа в нефтяную часть залежи.

При вытеснении нефти преимущественно газом газоносной части залежи или газом, закачиваемым вовнутрь оторочки, геофизическими методами контролируют положение ВНК, ГНК и фронт закачиваемого газа. По результатам геофизического контроля регулируют добычу нефти и газа так, чтобы исключить внедрение нефти в газовую и законтурную водоносную части пластов.

Геофизический контроль разработки нефтяных оторочек состоит по существу из тех же операций, что и контроль разработки газонефтяных месторождений, контроль перемещения газонефтяного и водонефтяного контактов, прослеживание фронта продвижения воды или газа, закачиваемого в нефтеносную часть залежи. Поэтому комплекс и области применения используемых при этом геофизических методов и методика интерпретации результатов их исследования не должны заметно отличаться от таковых при контроле разработки газонефтяных месторождений.

 

Выделение обводненных продуктивных пластов

В необсаженных скважинах

 

На определенной стадии разработки нефтяных месторождений пласты начинают обводняться закачиваемой пресной водой. Поступление в скважину пресной воды свидетельствует о безусловном подходе фронта закачиваемой воды. Заводнение пластов пресными водами можно установить по данным методов электрометрии, данным радиометрии и термометрии в необсаженных скважинах.

Обводнение продуктивного пласта минерализованной водой сравнительно легко установить в необсаженной скважине с помощью метода кажущегося сопротивления и индукционного метода по заметному снижению удельного сопротивления пласта в интервале поступления вод. При обводнении пласта пресной водой задача выделения обводненного интервала по данным методов сопротивления однозначно не решается. Заводнение пласта пресной водой можно определить по кривым метода потенциалов собственной поляризации пород. Обводненные участки продуктивных пластов устанавливаются по смещению условной «нулевой линии» U_cn в глинах в сторону отрицательных значений потенциалов СП и величин U_сп в сторону положительных значений потенциалов СП в интервалах продуктивного пласта, заводненных пресной водой. Изменение формы кривой U_cn против обводненных участков продуктивных пластов пресной водой объясняется резким изменением соотношения минерализации жидкостей, содержащихся в системе пласт ‑ скважина.

Появление пресной закачиваемой воды в продуктивном пласте и ее перемещение может быть установлено по данным диэлектрических методов (ДИМ и ВДМ) исследования в необсаженных скважинах. Обводненные участки пласта отмечаются более высокими значениями диэлектрической проницаемости по сравнению с нефтенасыщенными.

Участки продуктивных пластов, обводненных пресными закачиваемыми водами, определяются с помощью следующих методов:

1. По данным метода изотопов в нефтеносную и водоносную части пласта закачиваются активированные жидкости, избирательно проникающие в эти части пласта. При закачке активированного мыло-нафта в водоносную часть пласта с водами, содержащими ионы кальция и магния, в результате обменной реакции образуются кальциевыми магниевые соли нафтеновых кислот, которые выпадают из раствора и закупоривают поры коллектора. Благодаря этому проникновение активированного раствора в водоносный пласт будет неглубоким. В нефтеносную часть пласта активированная жидкость проникает на значительную глубину и в большом объеме, так как содержание ионов кальция и магния в остаточной воде относительно невелико.

2. По результатам исследований в различное время измененной минерализованным раствором прискважинной зоны пласта методом ИНГМ. При вскрытии продуктивного пласта на минерализованном растворе в коллекторах образуется зона проникновения минерализованной жидкости. В интервале пласта, заводненном закачиваемой пресной водой, вследствие гравитационного перераспределения или под воздействием обратной фильтрации по пласту происходит вытеснение минерализованного фильтрата раствора ‑ расформирование зоны проникновения. В нефтенасыщенной части пласта процесс расформирования зоны проникновения фильтрата минерализованного раствора практически не наблюдается. Повышенные значения временных замеров, выполненных методом ИНГМ, свидетельствуют о заводнении нефтеносного пласта пресными водами.

3. По данным ультразвукового метода установлено, что нефтеносные и водоносные коллекторы различаются по величинам акустических параметров независимо от минерализации пластовых жидкостей.

4. По данным метода наведенной активности кислорода: содержание кислорода и водорода в нефтеносном и водоносном участках пласта различное и различие это составляет 15-17%. На диаграммах гамма-излучения наведенной активности кислорода нефтеносные части пласта выделяются отрицательными аномалиями.

5. По данным опробователей пластов на кабеле: характер насыщения участка пласта определяется по комплексному составу углеводородных газов в отобранных пробах жидкости. Коллекторы, заводненные пресной водой, содержат метана более 65%, а нефтеносные коллекторы ‑ менее 60%.

6. По данным метода высокочувствительной 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

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.

Однако эти методы не во всех случаях фиксируют обводнение продуктивных пластов и тем более не позволяют определять интервалы их заводнения и наличие в них отдельных нефтенасыщенных прослоев. В таких ситуациях необходимо проводить исследования дополнительными методами, повышающими достоверность решения поставленной задачи. Так, по стандартному комплексу ГИС трудно установить обводнение продуктивных пластов всех коллекторов разреза. В этом случае хорошие результаты можно получить по данным исследования открытого ствола скважины широкополосным акустическим методом.

Данные диэлектрического метода позволяют выделять интервалы обводнения продуктивного пласта водами любой минерализации. Обычно водонасыщенные пласты характеризуются значениями диэлектрической проницаемости (ε_вп = 17÷35) более высокими, чем нефтеносные (ε_вп = 8÷12).

Наиболее точные результаты по определению интервалов обводнения продуктивных пластов получают при комплексировании данных диэлектрического метода и методов КС.

Ю.Л. Брылкиным предложен способ комплексирования результатов измерения разностной амплитуды напряженности высокочастотного поля Ар_пп и кажущегося удельного электрического сопротивления р_{к2 25}, зарегистрированного градиент-зондом А2М0.5 N.

Разность амплитуд напряженности поля двух зондов с равными прямыми полями

,

где H_L1, H_L2 ‑ относительные напряженности магнитного поля по оси скважины на расстоянии L1 и L2 от генераторной катушки. Сопоставление параметров А_{Р пп} и р_{к 2>25} позволяет достаточно уверенно выделить на плоскости две области пластов ‑ нефтеносных и водоносных.

Положительные результаты при выделении продуктивных пластов, обводненных пресными нагнетаемыми водами, получаются при исследовании методом потенциалов вызванной поляризации (ВП). Однако по абсолютным величинам вызванной электрохимической активности пород А_в трудно выделить обводненные пласты, так как на величину А_в кроме минерализации насыщающей воды оказывают влияние глинистость и пористость коллекторов. Определение глинистости и пористости обводняющих продуктивных пластов и учет их влияния на А_В сопряжено с некоторыми трудностями.

Для учета глинистости и пористости привлекают данные естественной гамма-активности Jγ и нейтронные методы J_nT и вычисляют комплексный параметр (%)

Продуктивные пласты, обводненные водами, характеризуются повышенными значениями К.

Удовлетворительные результаты при выделении заводненных пластов в некрепленных скважинах получают по данным опробователя пласта на кабеле (ОПК). Нефтеносные и заводненные коллекторы различаются по компонентному составу газа. Установлено, что закачиваемая вода при движении по первоначально продуктивному пласту контактирует с нефтью и обогащается метаном. В пробах из заводненного пласта содержание метана в углеводородном газе составляет 65-95 %, а из нефтеносных – 30-60 %.Существенным ограничением применения опробователей на кабеле является наличие глубоких зон проникновения фильтрата промывочных жидкостей, в то же время зона дренирования при отборе проб не превышает 25-30 см. Если размер зоны проникновения больше радиуса дренирования, то проба флюида будет представлена фильтратом промывочной жидкости с низким содержанием метана и поэтому заводненный интервал пласта ошибочно будет интерпретироваться как нефтеносный. Таким образом, при выдаче заключений о характере насыщенности коллекторов по результатам анализа проб необходима информация о размерах зон проникновения фильтрата промывочной жидкости. Ее размеры могут быть установлены по результатам комплекса методов электрометрии скважин.

Дополнительной информацией для выделения интервалов обводнения продуктивных пластов могут служить данные импульсных нейтронных методов, позволяющих изучать скорость расформирования зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости против заводненных и нефтеносных пластов. Эта скорость у водоносных пластов выше, чем у нефтеносных, из-за различия их фазовых проницаемостей. С целью изучения процесса расформирования зоны проникновения в промывочную жидкость добавляют боропродукты или другие химические соединения с аномальными нейтронными свойствами. Затем проводят временные исследования импульсными нейтронными методами. По разнице показаний нейтронных методов во времени судят о скорости расформирования зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости.

Проводимые отборы проб и контроль за скоростью вытеснения фильтрата промывочной жидкости позволяют повысить эффективность выделения обводненных продуктивных пластов в скважинах, выходящих из бурения, до 90 %.

Таким образом, для выделения продуктивных пластов, обводненных пресными нагнетаемыми водами, рекомендуется использовать совместно данные обязательного комплекса ГИС (потенциалов самопроизвольной поляризации, кажущегося сопротивления и кавернометрии) и дополнительных методов: диэлектрического, широкополосного акустического, потенциалов вызванной поляризации, а также анализов пластовых проб газа, отобранных опробователем на кабеле, и информацию вре­менных замеров импульсными нейтронными методами о размерах и скорости расформирования зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости.

 

Контрольные вопросы

1. Какими методами выделяются обводненные продуктивные пласты в необсаженных скважинах?

2. Комплексирование каких методов используется для выделения обводненных продуктивных пластов?