СПОСОБ ОЦЕНКИ ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕННОСТИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА
METHOD FOR ESTIMATING SATURATION CHARACTER IN OIL RESERVOIRS

Изобретение относится к способам оценки характера насыщеннности пласта при разведке, контроле за разработкой нефтяных месторождений и может быть использовано при геофизических и промыслово-геофизических исследованиях действующих нефтяных скважин.
Известен способ определения характера насыщенности пластов, заключающийся в исследовании разреза скважины нейтронными методами [Р.А. Резванов, Радиоактивные и другие неэлектрические методы исследования скважин. М., Недра, 1982. 368 с.]. Нефтенасыщенные и водонасыщенные пласты определяются по различию хлоросодержания в нефтеносных и водоносных пластах. Однако способ не может быть использован для определения характера насыщенности пластов в случае насыщения пластов водами низкой минерализации.
Известен также способ определения нефтеносных и обводненных пластов путем термометрических исследований скважин и анализа температурных аномалий против проницаемых пластов [Я.Н. Басин, А.Г. Степанов, Л.З. Крупский, Выявление интервалов обводнения в перфорированном нефтяном пласте методом высокочувствительной термометрии. Нефтегазовая геология и геофизика. 1971, №7, с. 31-36]. Нефтеносные и обводненные пласты определяют по величине дроссельной температурной аномалии. При этом считают, что температурная аномалия против нефтеносных пластов в два раза превышает аномалию против водоносного пласта в случае стационарных температурных полей. Недостатком этого способа является то, что он не может быть использован в неоднородных по коллекторным свойствам пластах, поскольку различие в проницаемостях при поступлении однофазного потока приводит к различию в величинах разогрева жидкости, поступающей из пласта.
Известен также способ выделения нефтеносных и обводненных пластов в нефтяных скважинах путем спуска термометра в скважину и двухкратной регистрации распределения температуры вдоль ее ствола для разных термодинамических условий в призабойной зоне с интервалом во времени с последующим сопоставлением полученных термограмм [Авторское свидетельство СССР, №212190, кл. Е21В 47/06, 1966]. Однако известный способ имеет недостатки: снятие повторной термограммы необходимо проводить после длительного времени простаивания скважины; влияние различия теплофизических свойств пропластков на закономерности распределения температуры (неоднозначность); сложность интерпретации при наличии газонефтяного потока (неоднозначность).
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому является способ выделения нефтеносных и обводненных пластов в нефтяных скважинах путем спуска термометра в скважину и двухкратной регистрации распределения температуры вдоль ее ствола с интервалом во времени с последующим сопоставлением полученных термограмм, после регистрации первой термограммы в процессе работы скважины, определяют давления насыщения и первоначальное забойное давление, а повторную регистрацию распределения температуры осуществляют при измененном забойном давлении таким образом, что при первоначальном давлении, большем давления насыщения, повторную регистрацию осуществляют при забойном давлении, меньшем последнего, и наоборот. При этом о нефтеносных пластах судят по изменению знака температурной аномалии в интервале притока (Способ выделения нефтеносных и обводненных пластов в действующей скважине, патент №1788225). Однако известный способ имеет ряд существенных недостатков: снятие повторной термограммы необходимо проводить при смене режима работы скважины, т.е. изменения забойного давления (неоперативность); сложность интерпретации при наличии газонефтяного потока по стволу скважины (неоднозначность).
Целью предлагаемого изобретения является повышение достоверности и оперативности выделения нефтеносных и обводненных пластов при исследовании разведочных и действующих скважин.
Поставленная цель достигается тем, что в заявленном способе оценки характера насыщенности нефтяного пласта, при котором измеряют температуру в рассматриваемой области продуктивного пласта, воздействуют на пласт, измеряют температуру по окончании воздействия и регистрируют ее изменение, после первого измерения температуры создают в пласте акустическое давление с помощью управляемого ультразвукового излучателя, изменяют частоту акустического поля для получения наиболее эффективных условий разгазирования нефти, когда его длина волны удовлетворяет условию:
λ<2πKb
где b - характерный размер газового пузырька, К коэффициент эффективности поглощения звуковых волн, определенный ниже, измеряют температуру в рассматриваемой области продуктивного пласта после такого воздействия и по изменению температуры судят о нефтенасыщенности пласта.
3
3
3
3
В пластовых условиях в нефти содержится значительное количество раствореного газа, тогда как в воде газ присутствует в значительно меньших количествах. Нефть в пластовых условиях может содержать различное количество растворенного газа, десятки и сотни м растворенного газа на каждый 1 м нефти. Газовый фактор пресной воды не превышает 1,5-2 м/м, а с увеличением минерализации он уменьшается. Это различие может быть использовано для определения нефтеносных и обводненных пластов в скважине. При разгазировании нефти за счет теплоты разгазирования температура уменьшается, чем больше газа выделяется из жидкости, тем больше снижение температуры. На рис. 1 приведены зависимости температуры от времени при разгазировании нефти и воды от времени.
Из рис. 1 видно, что нефтеносный пласт охлаждается значительно сильнее, чем пласт насыщенный водой. Это обстоятельство можно использовать для выделения нефтеносных и водоносных пластов.
Способ осуществляют следующим образом:
- В продуктивном интервале проводят измерения распределения температуры. Первое измерение распределения температуры и давления проводят до разгазирования нефти, т.е. до акустического воздействия на пласт.
- Определяют критическую частоту акустического воздействия по формуле:
b
s
s
b
ω=ν/b, где b - характерный радиус пузырька,  здесь γ - показатель адиабаты для газа в пузырьке, р - давление газа в пузырьке и ρ - плотность окружающей пузырек жидкости. Например, для р=100 атм,  ν=236 м/сек и для характерного радиуса пузырька 1 мм получаем ω=236 кГц.
г
b
Г
b
- Далее осуществляется акустическое воздействие с частотой ω, лежащей в диапазоне ω>ω>Kω, где ω - максимальная частота существующих акустических генераторов, которые могут быть применены в рамках изобретения (мощность порядка 1 кВт и более), ω - критическая частота акустического воздействия, эмпирический подгоночный параметр К характеризует эффективность поглощения звуковых волн, и длиной волны λ<<b, т.е. меньше характерного радиуса пузырька. При выборе частотного диапазона и оценке величины K следует принимать во внимание то, что в рассматриваемом случае генерируемые акустические волны следует трактовать как стоячие, поскольку скорость течения нефти гораздо меньше скорости звука и дисперсией акустических волн можно пренебречь.
а
а
б
-1
-1
Параметр К непосредственно связан коэффициентом затухания продольной звуковой моды α, чью оценку мы провели по двум методикам, представив нефтяной поток равной смесью твердой фракции и вязкой коллоидной жидкости. Используя данную модель Киргхофа-Стокса [Г.Р. Измайлова, Л.А. Ковалева, Н.М. Насыров, Поглощение энергии акустических волн и распределенные источники тепла при акустическом воздействии на среду, ТВТ, 2016, т. 54, вып. 1, 45-50], для частот акустического поля 6, 16 и 22 кГц были получены следующие значения α=0.1298, 0.346 и 0.4758 м соответственно. При акустическом воздействии на чисто коллоидный нефтяной раствор, коэффициенты поглощения определялись методом, описанным в статье [Поглощение звука в коллоидном растворе взаимодействующих частиц © 2011 г. П.В. Лебедев-Степанов, С.А. Рыбак, Акустический журнал, 2011, том 57, №6, с. 786-791]. Были получены следующие значения α=0.132, 0.348, 0.481 м для указанного выше набора частот. Данные результаты близки соответствующим значениям, полученным по модели Киргхофа-Стокса. Это означает, что акустическая волна, проходя через комбинированную среду, состоящую из пористой фазы и коллоидного раствора, почти в равной степени будет поглощаться обеими типами сред.
а
к
b
b
b
-3
-2
Поскольку глубина проникновения акустического поля 1/α падает с частотой, то при радиальном размере скважины L>3/α акустическая волна не передает сколько-нибудь заметной энергии частицам по всему периметру слоя - энергии поля будет недостаточно как для заметного изменения температуры, так и разгазирования объема. В естественных условиях залегания нефти частоты собственных колебаний частиц нефти ω лежат в диапазоне 100 кГц < ω < 10 МГц. Поэтому учитывая отмеченные особенности поглощения, приходим к заключению, что звуковые волны с частотой ω > ω n×10 кГц (n=3…10) не будут иметь достаточной глубины проникновения в скважину. Причем, верхняя граница частоты накладываемого акустического поля определяется путем оценки глубины проникновения акустического поля в скважину, нижняя - минимальной частотой звуковых колебаний, при которых поток нефти можно считать стационарным. В результате приходим к заключению, что подгоночный коэффициент K находится в пределах 10<K<10. Существующие мощные генераторы УЗ работают на частотах до 100 кГц, по экспериментальным данным и при численной оценке на частотах выше 18-20 кГц колебания затухают на расстоянии порядка 2-3 м от излучателя. Таким образом, нижнюю границу предлагается взять порядка 1-22 кГц в зависимости от размеров скважины и физико-химических свойств добываемой нефти.
- Одновременно с акустическим воздействием регистрируют температуру в скважине.
- Далее сопоставляют первоначальное и повторное распределения температуры и по уменьшению температурной аномалии в интервале притока судят о нефтеносных пластах.
При постоянстве величины температурной аномалии делают заключение о водонасыщенном пласте в исследуемом интервале.
На рис. 2 приведены схематические кривые распределения температуры при реализации способа в простаивающей скважине. Кривая 1 зарегистрирована до разгазирования, а кривая 2 - при акустическом воздействии, вызывающим разгазирование нефти. Видно, что снижение температуры наблюдается только для верхнего пласта, что связано с разгазированием нефти. А для нижнего пласта наблюдается незначительное снижение температуры связанное с водоносным пластом. Из характера изменения температурных аномалий в соответствии с формулой изобретения можно заключить, что нижний пласт обводнен, а верхний пласт - нефтеносный.
3
3
Ниже на рисунке 3 приведены схематические распределения температуры при реализации способа в работающей скважине. Кривая 1 - геотермическое распределение температуры. Кривая 2 - в работающей скважине, где наблюдается дроссельный разогрев нижнего водоносного и верхнего нефтеносного пластов до акустического воздействия. После акустического воздействия (кривая 3) при небольших газовых факторах (менее 100 м/м) наблюдается напротив нефтеносного пласта снижение температуры за счет теплоты разгазирования нефти, а при больших газовых факторах (кривая 4) значительное охлаждение относительно нефтеносного пласта. В водоносном пласте температура практически не меняется до и после акустического воздействия.
Таким образом, преимуществом предлагаемого способа по сравнению с известным является:
- возможность разделения нефтеносных и водоносных пластов независимо от минерализации пластовой воды;
- оперативность обеспечивается тем, что нет необходимости ждать снижения давления ниже давления насыщения и проводить операции для изменения режима работы скважины;
- появляется возможность выделения обводненных пластов, охлажденных в результате длительной закачки;
- достигается достоверность и оперативность способа при оценке характера насыщенности пластов в разведочной и действующей скважине.
В настоящее время способ готов к реализации на всех месторождениях страны, где используется высокочувствительная термометрия.