Исследование процесса вытеснения нефти и газа в пласте

 

При исследование процесса вытеснения нефти и газа в пласте методы ГИРС обеспечивают:

-определение характера текущей насыщенности пласта — нефть, газ, вода (на качественном уровне);

-количественное определение текущих или остаточных коэффициентов нефтенасыщенности и газонасыщенности

Геологическими причинами обводнения нефтегазонасыщенных пластов могут служить: продвижение подошвенных вод (в процессе разработки месторождения и выработки пластов), внутреннее обводнение, нарушение гидродинамической связи между нефте-газоносными и водонасыщенными пластами и другие причины.

Внутреннее обводнение –это геотехнологический процесс поступления в нефтегазонасыщенный пласт реликтовой пластовой воды из пластов неколлекторов входящих в состав продуктивной толщи. При снижении пластового давления в пластах-коллекторах происходит деформация всех слагающих пласт-коллектор пород. Под влиянием деформаций происходит отжим реликтовой воды из пластов –неколлекторов в пласт коллектор.

Контроль осуществляется путём изучения разрезов эксплуатационных и нагнетательных скважин.

Контроль производится при разработке месторождений (залежей) нефти и газа, а также при эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ).

Методика базируется на определении или сопоставлении начального и текущего распределения газа, нефти и воды в каждой залежи.

Нефте- и газонасыщенность пласта меняются при его эксплуатации в основном в результате вытеснения: в нефтяной залежи — нефти водой или газом (пластовыми или закачиваемыми с поверхности), в газовой - газа пластовыми водами; При эксплуатации ПХГ - газа водой и воды газом.

При изменении термодинамических условий в пласте происходят изменения нефте- и газонасыщенности пласта:

- разгазирование нефти в нефтяном пласте при снижении пластового давления ниже давления насыщения - выпадение конденсата и изменение влажности газа (соответственно водонасыщенности пластов) при снижении давления или температуры в призабойной зоне дренируемого газоконденсатного или газового пласта и т. п.

Эти эффекты наиболее значительны в призабойных зонах добывающих скважин и в дренируемых пластах. По данным каротажей производится сопоставление начального и текущего распределений флюидов в пласте, что позволяет установить положение ГВК или ГНК, ВНК, контуров нефте- и газоносности, фронт внутриконтурного заводнения и т. п., количественно оценить полноту извлечения нефти и газа из выработанных зон, выявить отрабатываемые части залежи, уточнить геологическое строение ее, оценить эффективность принятой системы разработки и обосновать пути ее совершенствования, обосновать меры по оптимизации работы отдельных скважин (выявить обводненные пласты, подлежащие изоляции; наметить дополнительные интервалы для вскрытия) и т. д.

О характере вытеснения можно судить по соотношениям измеренных и пороговых водо-, газо- или нефтенасыщенностей пласта. Для контроля процессов вытеснения в газовых и нефтяных залежах наиболее важны знания пороговых водонасыщенностей ( -максимальная равновесная водонасыщенность, при которой нефте-, газо- или нефтегазонасыщенный пласт-коллектор не отдает воду, т. е. фазовая проницаемость для воды равна нулю и -минимальная равновесная водонасыщенность, при которой из пласта в скважину поступает лишь вода).

Для пластов нефтегазовых и газонефтяных залежей необходимы также знания критической газонасыщенности или нефтенасыщенности (, — соответственно минимальная газонасыщенность или нефтенасыщенность, при которой из пласта в скважину поступает лишь газ или нефть), а также величины остаточной газонасыщенности (максимальная газонасыщенность, не снижаемая при двухфазной фильтрации).

При решении перечисленных задач каротаж проводят: в наблюдательных скважинах с неперфорированной стальной колонной и с открытым забоем; в дополнительно вскрывающих эксплуатирующую залежь скважинах — в открытом стволе и после его крепления; в действующих и остановленных эксплуатационных и нагнетательных скважинах.

Контроль процессов вытеснения эффективен при соблюдении системы, предусматривающей очередность и периодичность исследования скважин в зависимости от применяемой системы разработки и расположения скважин на площади месторождения. При этом должен проводиться обязательный комплекс геофизических измерений в этих скважинах в комплексе с промысловыми наблюдениями за пластовым давлением, дебитом, составом добываемой продукции и т. д. Для всех коллекторов, слагающих залежь, должны быть определены пороговые насыщенности или соответствующие им показания методов каротажа, используемых для оценки текущей насыщенности.

Для контроля процессов вытеснения в обсаженных стальной неперфорированной колонной скважинах в качестве основных используется комплекс методов ГИС: ИННК,ИНГК, высокочувствительная термометрия (ВТ) и ГК.

В перфорированных скважинах дополнительно применяют методы, изучающие состав и дебит жидкости в стволе скважины.

В скважинах с открытым стволом комплекс ГИС дополняется электрическими методами каротажа (индукционный, боковой и диэлектрический и т.д.).

Эффективность используемых методов каротажа определяется содержанием NаС1 в воде, обводняющей нефтяной пласт, его пористостью и однородностью.

Наименее благоприятны условия, когда обводняющие воды пресные и минерализация остаточной воды нефтяного пласта низкая, а также когда содержание NаС1 в обводняющемся пласте оказывается близким к его содержанию в нефтяном пласте с высокой минерализацией остаточной воды.

Для контроля за изучением процессов обводнения и вытеснения продуктивные пласты во всех скважинах, вскрывших исследуемые отложения, группируют по параметром фильтрационно-емкостных свойствам (ФЕС). Определяют допустимую погрешность определения параметров ФЕС по кривым нейтронных методов для пластов каждой группы (подгруппы) ФЕС.

По данным каждой группы методов ГИС определяется текущий коэффициент нефтегазонасыщения Кт и величина критического нефтегазонасыщения (коэффициент критического нефтегазонасыщения Ккр – это параметр, величина которого является предельным значением, при котором пласт может быть отнесён к водонасыщенному).

Для определения Кнач и Ккр проводят каротаж скважин после расформирования ЗП в интервале залегания продуктивных и водонасыщенных пластов.

Ккр для пластов каждой группы определяют из выражения [14]:

Kг.кр 0,8Кг.нач. (51)

Минимальную расчетную погрешность принимают за критерий точности кривых ННК. Если эта точность не может быть обеспечена всюду, то тогда определяют группы пластов и скважинные условия, в которых контроль возможен, а в остальных случаях осуществляют контроль лишь методами, исследующими состав флюида, поступающего в скважину.

Порядок работ следующий.

1. Первый каротаж выполняют сразу после крепления скважины, и повторяют через увеличивающиеся интервалы времени (от недели до нескольких месяцев) до расформирования зоны проникновения, что позволяет определить коэффициент начального нефтегазонасыщения.

Через месяц после этого каротаж повторяют для проверки завершения расформирования ЗП. По данным последних замеров определяют средние характеристики для всех пластов, соответствующие Кг.нач.

2. По результатам ННК и ЭК (в некрепленых скважинах) выполненных во всех скважин определяют средние значения Кг.нач и Кгг.кр для каждой группы пластов, а также соответствующие им величины средних квадратических отклонений. Эти значения в дальнейшем используют для определения этапа обводнения пластов, вскрытых исследуемыми скважинами.

3. В скважинах, пробуренных в зонах возможного обводнения определяют К_Г пластов. Если они отличаются не более чем на величину двойного отклонения от Кг.нач, определенного для данной группы пластов, то пласты считают не затронутыми обводнением. В противном случае, исходя из соотношения водонасыщенностей, определяют стадию обводнения

4. Каротаж скважин периодически повторяют для контроля изменений Кг пластов. Перед каротажем отбор газа из скважины прекращают на время, необходимое для выравнивания Кг прискважинной зоны и пласта. Это время устанавливают экспериментально. Минимальный интервал времени между повторными замерами 4-6 мес — вдвое меньше длительности стадии капиллярного вытеснения в пластах с наилучшими ФЕС. По сопоставлению текущего коэффициента нефтегазонасыщенности с начальным и критическим определяется степень обводнённости пласта.

При определении периодичности каротажа каждой скважины учитывают, что наиболее активное продвижение контурных вод следует ожидать в зонах с негерметичными тектоническими нарушениями, в зонах, где продуктивные пласты подстилаются высокопроницаемыми водоносными отложениями, в слоисто-неоднородных резервуарах — по пластам с наиболее высокими ФЕС. При этом прорывы вод наиболее вероятны в зонах, где пласты с высокими ФЕС изолированы от вмещающих пластов неколлекторами.

При обнаружении прорыва вод выполняют каротаж всех близлежащих скважин для оконтуривания зоны капиллярной пропитки пластов водой.

Такая методика используется если за время между сопоставляемыми замерами не произошли существенные изменения пластового давления, приводящие к изменению водородосодержания и плотности газонасыщенных пластов.

В противном случае в качестве фоновых показаний ННК используют результаты предшествующего каротажа а в показания против газонасыщенных пластов на диаграммах фонового каротажа вносят поправки за изменение пластового давления и корректируют и показания НК при Кг.кр.

5.Для скважин, расположенных в зоне обводнения проводятся работы по определению положения ГНК, ГВК, ГНК и зон капиллярной пропитки пластовыми водами во всех вскрытых пачках пластов. Затем в каждой скважине раздельно для каждой зоны, характеризующейся различной подвижностью флюидов, определяют извлеченные линейные запасы газа

По этим данным строят карты обводнения горизонтов и слагающих их пачек, карты линейных запасов извлеченного газа, и, с привлечением результатов наблюдения за пластовым давлением и сведений о начальных запасах газа, рассчитывают, текущий коэффициент извлечения газа для каждой зоны с различной подвижностью флюидов.

В заключение оценивают надежность системы геофизического контроля путем сопоставления оценок объема воды, внедрившейся в залежь, по результатам гидродинамических исследований и по данным каротажа. Система контроля считается надежной [5,14], если оценки отличаются не более чем на 15%.

. Методы электромагнитного каротажа — индукционный и диэлектрический — выполняют в скважинах, обсаженных неметаллической колонной. Решение задачи для газоводяных и нефтеводяных залежей производят так же, как в открытом стволе. При низкой или неизвестной минерализации вод использование диэлектрического каротажа предпочтительнее.

Временные измерения ГК иногда информативны для выделения обводненных пластов в нефтеводяных залежах. Определение основано на радиогеохимическом эффекте (РГЭ) -возрастании естественной радиоактивности, более чем на 10 % по сравнению с фоновыми показателями, против обводненной части пласта независимо от минерализации нагнетаемой воды. Эффект не универсален и возможность его использования определяют применительно к району работ