§ 48. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ВОДОНЕФТЯНОГО И ГАЗОЖИДКОСТНОГО КОНТАКТОВ И КОНТРОЛЬ ОБВОДНЕНИЯ СКВАЖИН

Для выделения ВНК и ГЖК в обсаженных скважинах применяют импульсные методы нейтронного каротажа ИННК, ИНГК и стационарные НГК, НКТ. В отдельных случаях для этой цели можно использовать диаграммы ГК и ГГК.

Основные положения интерпретации заключаются в том, что лротив нефтеносной части пласта значения НГК ниже, чем лротив водоносной. По кривым НКТ и ИНК нефтегазоносные лласты отмечаются повышенными значениями по сравнению с водоносными. Из-за малой глубинности методов радиоактивного каротажа измерения эффективны в скважинах, простоявших после цементирования некоторое время, достаточное для расформирования зоны проникновения. Это время меняется от 2—3 нед. для высокопористых песчаных пластов до 1 года и более для карбонатных пород средней пористости (см. рис. 72).

Определение водонефтяного контакта стационарными нейтронными методами возможно при высокой (более 100—250 г/л) хлоронасыщенности однородных нефтеносных лесчаных пластов. Показания НГК против водоносной части пласта завышаются при этом в среднем на 15—20 %, а показания НКТ занижаются на ту же величину. Однако эти методы малоэффективны при определении положения ВНК в скважинах, не обсаженных колонной или только что вышедших из бурения из-за проникновения в пласт фильтрата пресной ПЖ; в пластах, вскрытых перфорацией,— вследствие перемешивания пластовой воды с ПЖ, находящейся в скважине, а также из-за наличия конусов обводнения.

Определить местоположение водонефтяного контакта в литологически неоднородном пласте с изменчивой продуктивностью и в карбонатном разрезе также трудно. Для карбонатного разреза это вызвано: большим сечением захвата (σз=0,435б или 0,435·10-28 м2) кальцита, дающим при захвате нейтронов примерно то же излучение, что и хлор; меньшей пористостью карбонатных пород по сравнению с терригенными, а следовательно, и меньшим хлоросодержанием в единице объема породы, что также снижает эффективность стационарных методов НГК и НКТ. При определении местоположения ВНК и контроле за его продвижением значительно более результативными являются импульсные методы нейтронного каротажа (см. гл. IV). Различия в показаниях ИНК против нефтеносной и водоносной частей пласта почти в 10 раз больше, чем на диаграммах НГК и НКТ. В высокопористых и однородных пластах импульсным методом возможно контролировать перемещение ВНК даже при относительно невысокой (30—35 г/л) минерализации пластовых вод, что недостижимо для стационарных нейтронных методов.

Основные задачи, решаемые методами ИНК, заключаются в изучении изменений во времени характера насыщения неперфорированных и перфорированных пластов. Импульсные нейтронные методы в комплексе с другими исследованиями используются также для определения затрубного движения воды, ревизии скважин старого фонда, контроля за выработкой основных объектов эксплуатации и поисков пропущенных нефтеносных пластов.

В неперфорированных пластах определение ВНК после расформирования зоны проникновения при сохранении цементного кольца (отсутствие циркуляции жидкости за колонной) не вызывает затруднений (рис. 171). Как видно, ВНК надежно отмечается по диаграммам ИНГК на глубинах 1705 м по первому замеру 1 и по второму 2 через два года (в начальный период эксплуатации ВНК по данным электрического каротажа находился на глубине 1706 м). Показания ИНГК на водонефтяном контакте изменяются в 5—10 раз.

Картинка

Контроль разработки перфорированных пластов с подошвенной водой заключается в определении текущего положения ВНК и в выяснении причин обводнения. Обводнение скважин через перфорационные отверстия возможно из-за: 1) естественного подъема ВНК в процессе эксплуатации и достижения им перфорационных отверстий; 2) подтягивания конуса подошвенной воды; 3) притока воды по прискважинной части коллектора через некачественное цементное кольцо; 4) вытеснения нефти вдоль напластования водой по наиболее проницаемым пластам. Все эти случаи поддаются изучению импульсными методами.

На рис. 172 приведены примеры исследования ИНГК обводненных перфорированных пластов. На рис. 172, а представлен однородный нефтенасыщенный пласт, перфорированный на 9 м выше уровня подошвенной воды (ВНК). Менее чем через 1 год после перфорации из пласта вместе с нефтью получили 5—7 % пластовой воды. По данным ИНГК и значениям τ часть пласта, расположенная ниже перфорационных отверстий, отмечается как водоносная. По геолого-промысловым материалам такой быстрый подъем ВНК исключается. Поэтому остается предположить, что вокруг скважины образовалась промытая зона в результате движения подошвенной воды по каналам и трещинам в цементном камне. Аналогичная форма кривой ИНГК и распределение величин τ возможны и при подтягивании конуса обводнения. Однако в случае конуса обводнения радиус промытой зоны пласта с приближением к интервалу перфорации уменьшается и может стать меньше радиуса исследований ИНГК.

Пример подтягивания конуса обводнения показан на рис. 172,б. Водонефтяной контакт отмечен здесь по кривой сопротивления на глубине 1744 м, интервал перфорации 1726,5—1730 м. Скважина фонтанировала с дебитом 70 м3/сут при 30%-ном содержании воды. Как видно из рис. 172,б, ниже перфорационных отверстий показания ИНГК и величина τ постепенно снижаются, достигая на границе ВНК параметров, свойственных водоносному пласту. Такого рода показания характерны при наличии конуса обводнения.

Рисунок 172,6 иллюстрирует выделение обводненного участка в интервале 1712—1715 м в результате последовательных измерений диаграмм ИНГК в течение трех лет. Увеличение водосодержания в нефти в пределах 1—13 % сопровождалось снижениемτ в диапазоне 290—185 мкс.

Картинка

Обводнение нефтяных пластов опресненной водой существенно снижает эффективность разделения нефтеносных и водоносных пластов импульсными методами. При законтурном и внутриконтурном обводнении возможно горизонтальное перемещение нефти и пластовой воды. Это характерно в первую очередь для литологически неоднородных пластов. В результате ранее водоносные или обводненные пласты могут оказаться нефтенасыщенными, а высокоминерализованные пластовые воды — замещенными пресными. На диаграммах ИНК нефтеносные пласты, как и насыщенные пресной водой, будут отмечаться практически одинаковыми высокими показаниями.

Для решения этой задачи применяют различные приемы. Один из них основан на свойствах цементного камня аккумулировать хлор из пластовых вод и сохранять повышенное осолонение после замещения пластовой воды нефтью (отсутствие десорбции ионов хлора). При замещении пластовых минерализованных вод пресными происходит вымывание солей из цементного камня, что вызывает его опреснение. Сохранение осолоненного цемента против нефтеносного пласта при используемых задержках tз мало влияет на показания ИНК и пласт отмечается максимальными значениями. Слой цемента имеет превалирующее влияние на показания НГК и НКТ из-за малого радиуса исследования, и его осолонение приведет к тому, что независимо от характера насыщенности пласт зафиксируется как водоносный. Это различие в показаниях стационарных и импульсных нейтронных методов положено в основу как оценку характера насыщенности пласта, так и выявления затрубного движения воды.

Решение этой задачи возможно также путем комплексирования импульсных нейтронных методов с другими геофизическими исследованиями - дебитометрией, плотнометрией, влагометрией, резистивиметрией и т. п.

Рассмотрим это на конкретных примерах.

Рисунок 173 иллюстрирует использование фактора осолонения цемента для оценки характера насыщенности пласта. По данным БКЗ водонефтяной контакт в продуктивном пласте отмечен на глубине 1698 м. По диаграммам НГК и НКТ уровень ВНК через год поднялся до глубины 1696,5 м, т. е. нефтенасыщенность оказалась присущей лишь самой верхней части пласта (0,5—1 м ниже кровли). Вся нижняя его часть по данным НГК и НКТ характеризуется как хлорсодержащая за счет минерализованной пластовой воды или осолоненного цемента. Данные ИННК, полученные через 2 года после ввода скважины в эксплуатацию, являются недостаточно убедительными, но дают возможность предположить наличие нефти в пласте. Последующие измерения, выполненные через год после проведения ИННК методом ИНГК, и превышение величин т, определенных по ИНГК, над значениями т, вычисленными по ИННК, дали возможность охарактеризовать весь пласт как нефтенасыщенный (произошло замещение пластовой воды нефтью). Это подтвердилось его испытанием и получением притока нефти 60м3/сут при содержании в нефти минерализованной воды до 10%.

Картинка

На рис. 174 приведен пример интерпретации комплекса наблюдений, выполненных в скважине, фонтанирующей с дебитом 50м3/сут при содержании в нефти 18% воды плотностью 1,07г/см3. Исследования плотномером типа ГГП показывают, что из интервалов 1666,8—1672 и 1678,4—1682,4 м поступает жидкость плотностью 0,98 г/см3, что связано с прорывом здесь опресненной воды. Эти выводы четко подтверждены диаграммами, полученными расходомером РГД и одноэлектродным резистивиметром. Только по диаграмме ИНГК разделить нефтеносную часть пласта и водоносную, содержащую опресненную воду, не представляется возможным.

Определение газонефтяного контакта (условной границы, выше которой при эксплуатации получают нефть со свободным газом, ниже—нефть без свободного газа) осуществляется в неперфорированном интервале пласта по кривым радиоактивного каротажа (НГК, НКТ, ГГК, ИНК).

На кривой ИНК газонасыщенная часть пласта отмечается повышением показаний (увеличением времени жизни тепловых нейтронов т) по сравнению с показаниями против нефтенасыщенной или водонасыщенной (независимо от концентрации соли в воде) частей пласта. Положение ГНК устанавливают путем сравнения двух измерений НГК, НКТ, ГГК или ИНК, выполненных в разное время. По смещению одной кривой относительно другой судят об изменении положений ГНК во времени. Более надежные результаты при этом получают в обсаженных скважинах после истечения времени, достаточного для расформирования зоны проникновения и установления в пласте естественного режима распределения флюида.

Картинка

На рис. 175 показан пример пермещения ГНК во времени. При первом замере, выполненном на начальном этапе эксплуатации, граница ГНК по кривой НГК соответствует глубине 1508 м. При втором замере в связи с увеличением в процессе эксплуатации газовой шапки граница ГНК, как видно по кривым НГК и ИННК, снизилась до глубины 1510 м.

Комментариев к статье нет..
[ Добавить ] комментарий
Поля с пометкой * обязательны для заполнения

*Ваше имя
  Ваш сайт  
  Ваш город
*Ваше сообщение

Код подтверждения
*Код с картинки   @
код на картинке содержит только цифры (0..9) и буквы англ. алфавита (A..Z)