4.2. Задачи, решаемые геофизическими методами при контроле за

разработкой нефтяных месторождений

Контроль за продвижением фронта закачиваемых вод.

Контроль за перемещением ВНК и контуров нефтеносности осуществляется по комплекту следующих данных:

- по кривым электрического каротажа (БКЗ, БК, ИК, диэлектрический каротаж), полученным в контрольных необсаженных скважинах и дополнительных скважинах, пробуренных из числа резервных в процессе эксплуатации месторождения;

- по результатам периодических исследований неперфориро­ванных пластов в эксплуатационных и контрольных обсаженных скважинах;

по материалам промысловых исследований и гидродинами­ческих расчетов: по характеру обводнения соседних эксплуатаци­онных скважин, по сопоставлению их профилей притока во вре­мени, по аналитическим расчетам, произведенным на основе карт-изобар.

Определение текущего положения ВНК в открытом стволе (или скважинах, обсаженных неметаллической колонной) мето­дами электрического каротажа проводится так же, как и определе­ние первоначального ВНК. Методика интерпретации данных элек­трического каротажа принципиально не отличается от обычной, изложенной в соответствующих инструкциях и руководствах.

Основными методами контроля за положением ВНК в обса­женных скважинах являются методы нейтронного каротажа.

Возможности нейтронного каротажа по разделению нефтеносной и обводненной частей пласта определяются объемным содержанием хлора в обводненной части пласта (т. е. минерализацией воды и пористостью пласта), а также минерализацией свя­занной воды в нефтеносной части пласта. Наиболее благоприят­ными для применения нейтронного каротажа являются условия, при которых минерализация воды, вытесняющей нефть, и пористость пласта высокие, а минерализация связанной и обводняющей пласт воды одинаковы.

В условиях низкой минерализации пластовых вод, т. е. при эквивалентном содержании NaCl 0,3-2% объема породы (содер­жание NaCl в воде 15-100 г/л при kп =20%), контроль за положе­нием ВНК возможен по результатам высокоточных определений декремента затухания плотности нейтронов по ИННК. В таких условиях минимальное различие в величинах для полностью нефтеносного и водоносного пластов при их неизменных свойствах по пористости и литологии составляет 8-10%. Точность определе­ния величин декремента затухания с современной аппаратурой ? 2%. Влияние вариаций свойств пластов (их литологии, в первую очередь глинистости и пористости) на величину декремента затухания превышает влияние изменения харак­тера насыщения пласта. Поэтому для оценки характера насыще­ния пласта по однократным исследования ИННК необходимо рас­полагать методикой определения глинистости и пористости (напри­мер, по данным гамма- и нейтронного каротажа) для типичных продуктивных коллекторов исследуемой залежи.

Пример

Определение положения ВНК в случае, когда пласт достаточно однороден по пористости и литологии и пластовые воды имеют высокую минерализацию, воз­можно методами ИННК, НГК и ННК-Т. Положение водонефтяного контакта надежно определяется по всем диаграммам на основании качественной интерпретации: на диаграммах НГК — по началу уменьшения показания, на диаграммах ННК-Т и ИННК на любой задержке — по началу увеличения показаний.

Контроль за продвижением фронта закачиваемых вод.

При внутриконтурном заводнении необходимо осуществлять контроль за продвижением фронта закачиваемых вод. Для реше­ния этой задачи применяются тот же комплекс методов и мето­дика исследований, что и при контроле за продвижением ВНК.

Методика интерпретации результатов исследований должна учитывать основные закономерности продвижения закачиваемых вод:

а) в однородном пласте с хорошей вертикальной проницае­мостью наблюдается опережающее обводнение в подошвенной ча­сти и отставание в кровельной за счет проявления гравитацион­ных сил;

б) в неоднородном по проницаемости пласте опережающее об­воднение наблюдается по наиболее проницаемым прослоям;

в) по мере продвижения закачиваемых вод по нефтяному пла­сту происходит увеличение их минерализации за счет экстракции солей из нефти, в результате чего на фронте вытеснения образу­ется вал минерализованных вод, в которых содержание солей в ряде случаев выше, чем в реликтовых водах.

Из первых двух закономерностей вытекает, что в подошвенной части пласта, сложенной коллекторами с лучшими фильтрацион­ными свойствами, нужно ожидать значительного опережающего продвижения фронта закачиваемых вод по сравнению с остальной частью пласта. Напротив, в кровельной части пласта, сложенной коллекторами с пониженной проницаемостью, после прохождения фронта закачиваемых вод и длительной промывки пласта может остаться нефть. Отсюда следует, что для повышения надежности интерпретации необходимо предварительно классифицировать по роды-коллекторы по фильтрационным свойствам и учитывать по­ложение исследуемого пропластка относительно границ пласта.

Из третьей закономерности вытекает, что вытеснение нефти закачиваемой водой сопровождается сложным процессом изме­нения хлоросодержания пласта. Этот процесс может быть разбит на следующие этапы:

- начальный этап, когда нефть в пласте еще неподвижна и остаточная вода опреснена в прискважинной зоне фильтратом про­мывочной жидкости (в случае вскрытия пласта на пресной промы­вочной жидкости;

- этап однофазного движения нефти содержание хлора в прискважинной части пласта увеличивается за счет солевого об­мена между движущейся нефтью и неподвижной остаточной водой;

- этап уменьшения нефтенасыщенности за счет опережающей капиллярной пропитки содержание хлора в пласте достигает максимума и может превзойти его содержание в водоносной части пласта;

- начальный этап обводнения содержание хлора начинает уменьшаться до уровня минерализации остаточной воды;

- этап обводнения закачиваемой водой в зависимости от со­отношения минерализации закачиваемой и остаточной воды со­держание хлора в пласте или постепенно стабилизируется, если их минерализации близки или будет уменьшаться при меньшей минерализации закачиваемых вод;

конечный этап содержание нефти в пласте достигает пре­дельной величины остаточной нефтенасыщенности, а минерали­зация воды в пласте, включая связанную воду, становится равной минерализации закачиваемой.

Кривая изменения декремента затухания плотности нейтро­нов в процессе выработки нефтяного пласта повторяет по форме кривую изменения содержания хлора в пласте и поэтому служит характеристикой, по которой можно судить об этапах процесса вытеснения нефти водой.

Список используемых источников:

1. http://www.bestreferat.ru/referat-223457.html

2. http://pages.troller.ru/gis_kontrol_razrabotki.htm

3. Геофизические исследования и работы в скважинах : в 7 т.Т.2. Исследования геологического разреза скважин / Сост.: Р.Б.Булгаков. – Уфа: Информреклама , 2010.- 240с ., ил.

4. http://works.doklad.ru/view/6aQKvGTtEVY/all.html

5. http://www.nsu.ru/rs/mw/link/Media:/3695/MetodGIS.pdf.