Анализ полноты выработки запасов

Важным вопросом оценки эффективности осуществляемой системы разработки является полнота выработки запасов нефти. В связи с этим при анализах разработки первостепенное внимание должно уделяться выяснению степени охвата разра­боткой отдельных частей залежи, продуктивных пластов и про­слоев. Эта задача может быть успешно решена при организа­ции достаточно эффективного контроля за процессом разра­ботки, обеспечивающего получение данных для качественной и количественной оценки состояния выработки запасов залежи.

Величина коэффициента охвата характеризует степень вы­теснения из пласта нефти и эффективность осуществляемой си­стемы заводнения.

Контроль выработки запасов и анализ охвата пластов за­воднением для однопластовых залежей проводится более успешно, так как в этом случае можно не учитывать характер охвата пласта заводнением по мощности, поскольку пластовое давление по всей мощности примерно одинаковое, что практи­чески обеспечивает выработку пласта по всей мощности. По­этому достаточно изучения степени охвата пласта заводнением по площади пласта.

Сопоставляя между собой отдельные участки залежи по темпу отбора запасов и текущей добыче нефти, можно судить о том, какие из участков вырабатываются недостаточно и что следует сделать для интенсификации их выработки.

Для определения влияния закачки на пласт И. П. Чоловским и М. М. Ивановой было предложено строить карты этого влияния. Такие карты были составлены для центральных пло­щадей Ромашкинского месторождения.

Построение карт охвата закачкой пластов осуществляется следующим образом. На карту, отражающую особенности распределения типов коллекторов пласта, наносятся все рабо­тающие на данный пласт нагнетательные скважины с указа­нием объемов закачиваемой в них воды. По всем эксплуата­ционным скважинам приводится объем добычи из данного пласта и характер их работы. Для учета степени воздействия закачки воды (степени охвата) по условиям эксплуатации сква­жин выделяют три типа участков:

1) участки, испытывающие влияние закачки, достаточное для фонтанной добычи;

2) участки испытывающие влияние закачки, достаточное для механизированной добычи при относительной стабилизации пластового давления;

3) участки, в которых влияние закачки не наблюдается.
При отнесении участков к тому или другому типу основным

показателем служит работа пластов в каждой скважине.

Первостепенной задачей является определение пластов, принимающих воду из нагнетательных скважин. Для этого используются такие виды исследований, как закачки в пласты радиоактивных изотопов и особенно определение приемистости пластов непосредственно в скважинах глубин-ными расходомерами,
получение сведений о разобщении пластов пакерами, гидроразрывах и пр. В результате анализа данных исследований должнобыть определено, сколько и в какие пласты закачано воды за какой-либо отрезок времени (с начала разработки, за год и т. п.).

Только после этого можно приступить к анализу работы
пластов в эксплуатационных скважинах. Здесь важно знать, сколько нефти добывается из каждого пласта и каким способом. Основным источником сведений о работе пластов также являются промысловые исследования: на первом месте — исследования глубинными дебитомерами, фотоколориметрия добываемой нефти, гидродинамические методы исследования, данные о времени перфорации пластов и пр.

На рис. 95 приведена карта влияния закачиваемой воды.

На основе аналогичных исследований скважин и пластов М. М. Иванова и И. П. Чоловский показали, например, что из всех обследованных объектов на одном из участков Ромаш­кинского месторождения только шесть были охвачены активным влиянием закачки более чем на 75%, 29 объектов менее чем на 50 %, 23 объекта менее чем на 25 % каждый.

При расчлененности объек­та разработки на ряд отдель­ных изолированных друг от друга пластов степень воздей­ствия на каждый из них не­редко бывает различной,.что приводит к неравномерной вы­работке отдельных пластов.

В связи с разной проницае­мостью пластов вода будет быстро вытеснять нефть из пластов с хорошими коллектор-скими свойствами и почти со­всем не будет вытеснять ее из пластов с ухудшенными кол-лекторскими свойствами. В ре­зультате интенсивность выра­ботки пластов будет весьма различной

В таком случае о степени выработки отдельных пластов лучше всего судить по харак­теру приемистости воды в пер­форированных интервалах пластов нагнетательных сква­жин. Для этого в закачивае­мую воду добавляют радиоак­тивные изотопы, часть которых адсорбируется в призабойной зоне скважин против пластов, принимающих воду. Снятие кривой гамма-методом до и после закачки изотопов позво­ляет проследить пути движе­ния нагнетаемой в скважину воды и определить пласты, принимающие воду (рис. 96).

Из рис. 96 видно, что в скважине перфорированы четыре пласта, имеющие сходные коллекторские свойства. Между тем, судя по диаграмме, воду принимают только два — верхний и нижний. В то же время вследствие некачественного цементирования в этой скважине воду принимают также два нижних, неперфорированных пласта. Недостатком метода радиоактивных изотопов

при определении поглощающих пластов является то, что он дает лишь качественную характеристику и не позволяет получить количественную оценку приемистости пластов.

Для количественной оценки приемистости пластов исполь­зуют глубинные дебитомеры и расходомеры. С помощью глу­бинных дебитомеров и расходомеров определяют количество воды, поступающей в каждый перфорированный пласт в нагне­тательной скважине, и количество жидкости, которое отдает каждый перфорированный пласт в эксплуатационной скважине.

На рис. 97 показан профиль приемистости нагнетательной скважины, по которому можно сделать вывод о том, что ниж­ние пласты не принимают воду.

Недостатком расходомеров и дебитомеров является то, что они показывают не столько работу пластов, сколько работу перфорированной части колонны, т. е. фильтра скважины. Сле­довательно, полученные данные отражают техническое состоя­ние скважины против исследуемого участка пласта.

Таким образом, данные глубинных дебитомеров-расходомеров для контроля за выработкой продуктивных пластов могут быть надежно использованы лишь в комплексе с другими ис­следованиями — радиометрией, термометрией и фотоколоримет­рией нефти. В связи с этим при контроле за работой пластов в эксплуатационных и особенно в нагнетательных скважинах с успехом применяется метод термометрии. Он основан на раз­личной степени охлаждения или прогрева контактирующих со стенками скважин проницаемых пород в результате закачкив пласты поверхностной холодной воды или притока по пласту к забоям скважин горячей пластовой жидкости.

На термограмме рис. 98 видно, что из трех перфорирован­ных пластов воду принимает только один средний.

Для характеристики работающих и неработающих пластов иногда используют метод фотоколориметрии. И. Ф. Глумов предложил использовать для целей контроля разработки коэф­фициент светопоглощения нефти. Этот коэффициент ха­рактеризует наличие в нефти окрашенных веществ (смол и асфальтенов). Его определение производится весьма быстро и точно путем исследования небольшой по объему пробы нефти (несколько кубических сантиметров), отобранной на устье скважины, в лабораторных условиях при помощи фотоэлектро-колориметра типа ФЭК-М.

Величина Ксп нефти в определенной точке пласта в первую очередь зависит от ее расстояния до ВНК.Чем гипсометриче­ски более высокое положение занимает пласт на структуре, тем светлее содержащаяся в нем нефть. Поэтому каждый пласт в разрезе скважины имеет свою величину Ксп, которая умень­шается в направлении снизу вверх от пласта к пласту. Так, в пределах внутреннего контура нефтеносности горизонта Д1 Ромашкинского месторождения Ксп нефти верхних пластов при­мерно 200—350 единиц, средних пластов — 350—450, а ниж­них -— более 450 единиц.

В то же время величина Ксп нефти одного и того же пласта широко изменяется по площади. При этом вблизи контура неф­теносности находится более темная нефть. Так, в приконтурной области любого пласта горизонта Д) Ксп нефти превышает 400—450 единиц. По мере удаления от контура нефтеносности к центру залежи Ксп нефти пласта постепенно уменьша­ется. Например, в сводовой части структуры Ромашкинского

месторождения даже в са­мом нижнем пласте раз­реза Ксп нефти иногда до­стигает 250—300 единиц.

Следовательно, при разработке залежи фак­тически добывается «ме­ченая» нефть, обладаю­щая, строго говоря, опре­деленными свойствами в каждой точке пласта. Это позволяет использо­вать Ксп нефти для реше­ния некоторых вопросов контроля разработки за­лежей нефти.

По данным об изменении характера Ксп нефти, поступаю­щей в скважины, можно судить о направлении тока жидкости в пласте и скорости ее движения. Совершенно очевидно, что это возможно лишь для однопластовых месторождений, в которых величина изменения Ксп нефти по площади значительно пре­восходит величину его изменения по разрезу.

По скважинам, в которых работают один или два пласта, использование Ксп позволяет осуществлять приближенные ко­личественные определения дебитов отдельных пластов.

Таким образом, метод фотоколориметрии нефти может дать некоторые сведения о работе пластов в эксплуатационных сква­жинах. При этом эффективность метода в основном зависит от степени изученности характера изменения Ксп нефти как по разрезу, так и по площади месторождения.

Информацию о характере работы пластов можно получить и с помощью методов промысловой геофизики. Для этой цели используются замеры резистивиметром и исследования нейтрон­ными методами НГМ и ННМ.

Применение указанных методов основано на том, что в ниж­ней части ствола большинства скважин имеется столб минера­лизованной воды. При достаточной скорости входящего потока водонефтяной раздел в стволе работающей скважины оказы­вается приуроченным к нижним перфорированным отверстиям пласта, отдающего нефть (рис. 99). В связи с тем, что выше этого раздела происходит восходящее движение жидкости, а ниже движения нет, то здесь скапливается пластовая минера­лизованная вода. Следовательно, если ниже водонефтяного раздела в стволе скважины имеются перфорированные пласты, можно считать, что они в работе скважины либо вообще не участвуют и не отдают нефть, либо участвуют, но слабо.

Водонефтяной раздел в стволе скважины достаточно четко определяется резистивиметром, фиксирующим резкое (скачко­образное) снижение сопротивления жидкости по стволу скважины.

Более уверенные данные о работе пластов можно получить при исследовании скважин комплексом радиометрических ме­тодов НГК и ННК. Указанный комплекс методов позволяет выявить неработающие пласты, если в скважине имеется столб пластовой воды, перекрывающий интервалы перфорации, или если в пласты при остановке скважины попала минерализован­ная вода.

Таким образом, для наиболее эффективного контроля за ра­ботой пластов необходимо комплексное применение различных методов, включая данные об особенностях и деталях строения объекта разработки, об эксплуатации скважин и залежи в це­лом, а также все материалы по исследованию пластов в сква­жинах.

Следует иметь в виду, что большую помощь при выделении неработающих пластов могут оказать карты распространения коллекторов пласта. Для этого на картах показываются раз­личные фациальные разности пород, а также зоны, которые по каким-либо причинам не имеют связи с нагнетательными сква­жинами. В этом случае можно достаточно уверенно считать, что в скважинах, оказавшихся по данному пласту в зонах, не имеющих гидродинамической связи с нагнетательными скважи­нами, этот пласт работать не может¹.

Необходимо иметь в виду, что главной задачей контроля раз­работки является выяснение полноты и темпов выработки ка­ждого из пластов и прослоев, объединенных в один объект раз­работки, и определение на основании этих данных мероприятий по интенсификации разработки и повышению нефтеотдачи пластов.

Вопросы для самоконтроля

1. Какие существуют стадии разработки?

2. Что понимается под форсированной эксплуатацией?

3. Что понимается под темпом разработки?

4. Что характеризует величина коэффициента охвата?

5. Как осуществляется контроль выработки запасов?

6. Как осуществляется анализ охвата пластов за­воднением для однопластовых залежей?