Глава 13. Геофизические методы контроля разработки нефтегазовых месторождений и исследование действующих скважин

Методами ГИС решаются задачи разработки нефтегазовых месторождений общего характера (определение начального по- ложения и наблюдение за перемещением ВНК и ГЖК в процес- се вытеснения нефти и газа из пласта при заводнении и других способах воздействия на него; наблюдение за перемещением фронта нагнетаемых вод по пласту) и детальных исследований (уточнение геологического строения месторождения; изучение эксплуатационных характеристик пластов – выделение интерва- лов притока и приемистости, определение работающих мощно- стей, продуктивности и пластового давления; контроль за про- цессами интенсификации притока и приемистости пластов; оценка коэффициентов текущей и конечной нефте- и газонасы- щенности и нефте- и газоотдачи пластов; оценка текущих запа- сов УВ).

Скважины представляют собой основную составляющую сис- темы разработки, т. к. по ним осуществляется подьем из недр неф- ти и газа и с их помощью получают необходимые сведения о зале- жах УВ. По своему назначению они подразделяются на добываю- щие, нагнетательные, специальные и вспомогательные [35, 63].

Добывающие скважины предназначены для добычи нефти, газа и попутных компонентов, а нагнетательные скважины – для нагнетания в пласт различных агентов с целью обеспечения эф- фективной разработки залежей. Специальные (контрольные и оценочные) скважины предназначены для оценки нефтегазона- сыщенности и других параметров пластов и для контроля за про- цессами, протекающими в пластах. Пьезометрические скважины служат для проведения наблюдений за изменением в них пласто- вого давления. Наблюдательные скважины предназначены для наблюдения за характером вытеснения нефти из пластов – за пе-

ремещением ВНК и ГЖК и за изменением нефтегазоводонасы- щенности пластов. К числу вспомогательных скважин относят водозаборные и поглощающие скважины.

При разработке месторождений нефти и газа используют энергию начальных (статических) и искусственных (дополнитель- ных) пластовых давлений, под действием которых происходит вы- теснение нефти и газа из порового пространства пласта в скважи- ну. Однако природные внутренние виды энергии месторождений УВ, особенно нефти, не обеспечивают высокой нефтеотдачи зале- жей. С целью увеличения нефтеотдачи используют искусственные источники энергии путем закачки в продуктивные пласты воды, газа и других реагентов. Вытеснение нефти водой в настоящее время является основным способом извлечения нефти [60]. Дви- жение жидкости в нефтеносном пласте происходит по сложной системе разветвленных поровых каналов разнообразных конфигу- раций и размеров.

Однако сложный процесс одновременного вытеснения и пере- распределения фаз (воды или нефти) в поровом пространстве кол- лектора не приводит к полному вытеснению нефти замещающей ее водой. В обводняющемся продуктивном пласте при законтурном заводнении выделяют четыре зоны (рис. 86).

Первая зона – водоносная часть пласта ниже уровня ВНК, в ней поровое пространство полностью заполнено водой. Во вто- рой зоне водонасыщенность изменяется от максимальной до зна- чения на фронте вытеснения нефти. Участок II а находится на на- чальной линии нагнетания воды и характеризуется остаточной нефтенасыщенностью. Участок II б представлен зоной водонефтя- ной смеси, в которой нефть постепенно вымывается. Третья зона, размер которой может достигать нескольких метров, – переходная от воды к нефти. Четвертая зона – невыработанная часть пласта. При внутриконтурном заводнении продуктивного пласта сущест- вуют II, III и IV зоны. Участок II а расположен непосредственно вокруг нагнетательной скважины.

Рис. 86. Схема изменения нефте- и водонасыщенности продуктивного пласта при законтурном его заводнении. Характер насыщения порового пространства: 1 – вода; 2 – нефть; 3 – направление движения нагнетаемой воды

Петрофизические характеристики продуктивных коллекторов претерпевают значительные изменения и не являются постоянны- ми в период разработки залежей УВ. Они существенно отличаются от физических свойств горных пород, установленных для первона- чального статического состояния продуктивных коллекторов. Эти отличия обусловлены изменением соотношения нефти, газа и воды в поровом пространстве за счет появления нагнетаемой воды, не- постоянством минерализации остаточной и свободной воды при нагнетании в пласт пресных вод, изменением температуры пластов в процессе их экплуатации и др.

При геофизическом контроле применяются как методы, вхо- дящие в обязательный комплекс ГИС (КС, ПС, кавернометрия, ГК, НГК, ННК-Т, импульсные методы и пр.), в основном для оценки текущей нефтегазонасыщенности продуктивных пластов, так

и специальные методы, изучающие эксплуатационные характери- стики пластов (в том числе выделение интервалов притока и прие- мистости пластов) и техническое состояние скважин (расходомет- рия, термометрия, резистивиметрия, импульсный нейтронный гамма-метод, акустический и др.).

Контроль за изменением ВНК и ГЖК является важным мо- ментом для оценки характера поверхности раздела водоносной и нефтегазоносной зон в пласте в процессе разработки залежей.

Контакты нефть–вода и газ–вода в природных условиях не яв- ляются четкими. Так, при пересечении коллектора нефтегазовой за- лежи в ее водонефтяной части выявляют пять зон: 1 – газовую шапку; 2 – зону предельного нефтенасыщения, которая имеет максималь- ное K _н, минимальное K _в= K _во; 3 – зону недонасыщения, в которой значения K _н и K _в= K _вт по разрезу меняются от величин этих пара- метров в зоне предельного насыщения до их значений в переход- ной зоне коллектора; 4 – переходную зону, в которой значения K _н и K _в= K _вт меняются до их значений в водоносном коллекторе; 5 – во- доносную зону коллектора, для которой K _н = 0 и K _в = 1 (рис. 87).

Рис. 87. Схема строения нефтяной залежи с газовой шапкой. Зоны: 1 – газовая шапка; 2 – предельной нефтенасыщенности; 3–4 – недонасыщенности (подзоны: 3 – однофазного притока нефти, 4 – двухфазного притока нефти и воды);

5 – переходная; 6 – водоносная

В настоящее время единого мнения о том, что считать грани- цей контакта нефть–вода, не существует. В основном положения контактов устанавливают по комплексу ГИС и результатам опробо- вания скважин. При отсутствии переходной зоны ВНК устанавли- вают по показаниям КС градиент- и потенциал-зондов, по кривым микрозондирования, по кривым экранированного зонда БК и кривой ИК (рис. 88). По этим же данным можно получить наиболее досто- верную информацию о перемещении ВНК.

Рис. 88. Определение положения ВНК по данным методов КС и ИК: 1 – нефть; 2 – вода

Выделение обводненных продуктивных пластов, которые имеют место при закачке в необсаженные скважины пресных вод, наиболее эффективно осуществляется с помощью таких методов ГИС, как КС, ПС и кавернометрия, а в обсаженных неперфориро- ванных скважинах в основном используются методы ИННК, НГК, ГК, ИК, АК и термометрии. При выделении обводненных интер- валов в обсаженных перфорированных скважинах помимо радио- активных методов широко используются методы изучения состава флюидов, термометрия и расходометрия и т. п. [8, 60, 77].

На рис. 89 приведены данные ГИС при работе скважины в безводный I и обводненные II, III периоды. Сравнивая данные расходометрии, плотностнометрии, влагометрии и термометрии, можно установить работающие интервалы и интервал обводнения продуктивного пласта БС₄ на глубине 2097–2100,4 м.

Рис. 89. Выделение обводненных и работающих интервалов по комплек- су ГИС (скв. 832 Усть-Балыкского месторождения).

Замеры: I – на начало разработки; II,III – через 2 года 8 месяцев после ее начала; 1 – глина; 2 – алевролит; песчаник: 3 – нефтеносный, 4 – обвод- ненный; 5 – работающие интервалы; запись кривых ГИС в скважинах:

А – остановленной, Б – работающей; В, Г – соответственно точечные и непрерывные замеры