СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГЕОМЕТРИЧЕСКИХ РАЗМЕРОВ И АЗИМУТАЛЬНОГО РАСПОЛОЖЕНИЯ НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ЗОН В ЗАВОДНЕННЫХ ПЛАСТАХ
METHOD FOR DETERMINING GEOMETRICAL DIMENSIONS AND AZIMUTH LOCATION OF OIL-SATURATED ZONES IN FLOODED BEDS

Изобретение относится к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений при водонапорном режиме, в частности к способам увеличения нефтеотдачи пласта.
В нефтедобывающей промышленности известен способ исследования нефтяных пластов [1], в котором определение местоположения непроводящих элементов нефтяных пластов осуществляют с помощью трассерных исследований. В этом способе [1] после определения местоположения непроводящих элементов производят закачку индикатора (трассера) в нефтяной пласт через нагнетательную скважину и отбирают пробы в каждой из наблюдательных добывающих скважин. Определяют наличие индикатора в пробах, фиксируют время поступления индикатора в каждую из наблюдательных добывающих скважин и строят с учетом выявленных непроводящих элементов нефтяного пласта траекторию движения индикатора. Определение местоположения непроводящих элементов нефтяного пласта производят путем выбора участка нефтяного пласта с добывающими и нагнетательными скважинами, сбора для каждой из добывающих скважин данных дебитов нефти, воды, жидкости, а для каждой из нагнетательной скважины - объемов закачки воды за весь период эксплуатации. По этим данным строится матрица корреляций между данными объемов закачки воды и дебитов нефти, воды, жидкости за весь период совместной эксплуатации скважин. Это позволяет выбрать те скважины, между которыми нет взаимодействия - корреляции. Определение местоположения непроводящих элементов нефтяного пласта производят путем фиксации координат точек середины расстояния между скважинами каждой из выбранных пар и последующим построением по зафиксированным точкам местоположение непроводящего элемента.
К недостаткам известного способа [1] следует отнести:
- определение местоположения непроводящих элементов нефтяного пласта основано на анализе дебитов нефти, воды, жидкости добывающих скважин и объемов закачки воды нагнетательных скважин за весь период их эксплуатации;
- определение местоположения непроводящих элементов нефтяного пласта производится качественно путем фиксации координат точек середины расстояния между скважинами каждой из выбранных пар.
Из известных технических решений наиболее близким к заявляемому способу, одновременно являющимся базовым, является способ определения пространственного распределения нефтенасыщенных областей в заводненных пластах [2]. В известном способе [2] с помощью гидродинамических исследований обводненных скважин получают зависимость обводненности продукции от дебита добываемой жидкости, по характеру изменения которой и по времени существования положительного эффекта уменьшения обводненности продукции определяют характер распределения нефтенасыщенных зон в дренируемых областях пласта и их геометрические размеры. Геометрические размеры нефтенасыщенных зон определяются временем нестационарного перераспределения давления и характерным временем вытеснения нефти из нефтенасыщенных зон, расположенных в дренируемых областях пласта.
Известный способ [2] имеет следующие основные недостатки:
- геометрические размеры нефтенасыщенных зон определяются в области пласта, дренируемой скважиной, но не дает информации о зонах пласта, расположенных между скважинами;
- не дает информации об азимутальном расположении пространственно-протяженных нефтенасыщенных зон.
Целью предлагаемого способа является увеличение нефтеотдачи пласта.
Поставленная цель достигается тем, что с помощью гидродинамических исследований скважин на установившихся режимах определяются геометрические размеры нефтенасыщенных зон в дренируемых областях пласта, а с помощью индикаторных (трассерных) исследований определяется азимутальное расположение пространственно-протяженных нефтенасыщенных зон в заводненных пластах.
Для успешного применения методов увеличения нефтеотдачи пласта необходима количественная информация о характере залегания остаточных запасов нефти, геометрических размерах нефтенасыщенных зон и их пространственное расположение. Большой интерес представляют обводненные разрабатываемые месторождения, состояние которых определяется хаотично расположенными застойными и слабодренируемыми зонами в сочетании с истощенными промытыми зонами. Согласно [3, с.19] остаточные запасы, которые не охвачены процессом заводнения вследствие макронеоднородности разрабатываемых пластов (слабопроницаемые пропластки и участки, застойные зоны, линзы и зоны вблизи непроницаемых экранов), составляют 70% всех остаточных запасов нефти и представляют собой основной резерв для увеличения нефтеотдачи.
Геометрические размеры нефтенасыщенных зон в заводненных пластах определялись с помощью гидродинамического метода исследования скважин на стационарных режимах работы или методом установившихся отборов. Смена режимов производилась без остановки скважинного оборудования с помощью частотно-регулируемого привода. Измерение дебита жидкости скважин производилось с помощью АГЗУ с относительной погрешностью измерения, не превышающей 4%. Обводненность добываемой жидкости определялась в лаборатории химико-аналитическим методом с использованием проб, взятых на устье скважин. Относительная погрешность измерения обводненности не превышала 10%. Измерение динамического уровня производилось с помощью эхолота «СУДОС-автомат» с относительной погрешностью измерения, не превышающей 1%.
ж
д
затр
н
3
3
На фиг.1 показано изменение параметров гидродинамических исследований скважины 2939. Изменением частоты питающего тока (ось абсцисс) производилось сканирование режимов работы добывающего насоса в диапазоне устойчивой работы системы «пласт-скважина-погружной насос». На каждом режиме осуществлялась регистрация параметров: дебит добываемой жидкости Q; ее обводненность В; электрическая мощность W, подводимая к добывающему насосу; динамический уровень H; давление в межтрубном пространстве Р. Зная дебит жидкости и ее обводненность, можно определить дебит нефти Q. Для скважины 2939 при уменьшении дебита жидкости от 105 м/сут до 52 м/сут наблюдается резкое уменьшение обводненности и соответственно увеличение дебита нефти. Дальнейшее уменьшение дебита жидкости приводит к увеличению обводненности продукции. Последующее увеличение дебита добываемой жидкости приводит к повторному резкому уменьшению обводненности. Этот факт свидетельствует о том, что вблизи скважины 2939 располагается единственная нефтенасыщенная зона, не принимающая участие в фильтрации при штатном режиме эксплуатации. При изменении режима эксплуатации возмущение давления распространяется от скважины по пласту и достигает нефтенасыщенной зоны. Это приводит к перераспределению насыщенностей в пласте.
o
1
к
На фиг.2 показано расположение единичной нефтенасыщенной зоны в области дренирования пласта скважиной. Точка O - расположение добывающей скважины; r - координата относительно добывающей скважины, в которой начинается нефтенасыщенная зона; r - координата, в которой заканчивается нефтенасыщенная зона; R - радиус контура питания скважины.
Закон движения жидкости вдоль линии тока определяется из условия
или
o
Если предположить, что в начальный момент времени, когда возмущение давления достигло координаты r=r, в которой начинается нефтенасыщенная зона, то через время t нефть из нефтенасыщенной зоны достигает скважины (фиг.2). Интегрируя последнее выражение, получим
; ; .
c
1
Здесь Q - дебит жидкости, h - эффективная толщина пласта, m - пористость коллектора, r - радиус скважины, t - соответствует времени, при котором прекращается поступление дополнительной нефти в скважину. Аналогичным образом определяется координата r. Оценки показывают, что для скважины 2939 характерные размеры нефтенасыщенной зоны составляют:
o
1
1
o
r=2,3 м; r=2,7 м; Δr=r-r=0,4 м.
Более точное определение характерных размеров нефтенасыщенной зоны можно осуществить путем возмущения нефтенасыщенной зоны с последующим фиксированием дебита жидкости.
н
ж
н
3
3
3
На фиг.3 приведены результаты тестирования скважин 5389 и 5218. Скважине 5389 соответствуют сплошные линии: • - Q, м/сут - дебит нефти;  - Q, м/сут - дебит жидкости;  - В, % - обводненность добываемой жидкости; скважине 5218 соответствует штриховая линия: ○ - Q, м/сут - дебит нефти.
Возмущение давления производилось уменьшением частоты с шагом 3 Гц через 3 часа до минимально возможной частоты 35 Гц для этих скважин, а затем дебит жидкости выводили на штатный режим, соответствующий 50 Гц. На этом штатном режиме осуществлялось тестирование скважин. Характерные геометрические размеры единичной нефтенасыщенной зоны, находящейся в дренируемой области скважины 5389, составляют:
o
1
1
o
r=2,5 м; r=6,7 м; Δr=r-r=4,2 м.
При повторных возмущениях нефтенасыщенной зоны эффект сохраняется как по времени, так и по среднему значению дебита нефти. Если в дренируемой области скважины имеется несколько нефтенасыщенных зон, находящихся на разных расстояниях от скважины, например, двух нефтенасыщенных зон (скважина 5218), то при тестировании скважины наблюдается два максимума дебита нефти. Геометрические размеры этих нефтенасыщенных зон можно определить аналогичным образом.
3
На фиг.4 показано изменение параметров гидродинамических исследований скважины 5404. Обозначения на фиг.4 соответствуют обозначениям фиг.1. Следует отметить, во-первых, минимальное значение обводненности и максимальное значение дебита нефти соответствует определенному значению частоты 44 Гц и, во-вторых, максимуму подводимой мощности 56 Гц не соответствует максимуму добываемой жидкости. При увеличении отбора жидкости выше штатного режима эксплуатации возрастает гидравлическое сопротивление фильтрации жидкости, т.е. нарушается линейный закон Дарси. Такое изменение гидродинамических параметров характерно для скважин, у которых нефтенасыщенные зоны, не принимающие участие в фильтрации при штатном режиме, сопоставимы с радиусом дренирования скважины. Если осуществить возмущение скважины 5404 уменьшением отбора жидкости до минимально возможного, соответствующего частоте 41 Гц, а затем перевести на частоту 44 Гц и поддерживать дебит жидкости 62 м/сут постоянным, то дебит нефти увеличивается более чем в 2 раза по сравнению со штатным режимом. Уменьшение депрессии соответствует увеличению давления в дренируемой области пласта, что создает благоприятные условия для внедрения воды в нефтенасыщенные зоны и вытесняет из них нефть в водонасыщенные зоны. В результате в нефтенасыщенных зонах появляется подвижная вода, а в водонасыщенных зонах - подвижная нефть, т.е. происходит перераспределение фазовых потоков.
Гидродинамические исследования добывающих скважин позволяют обнаружить существующие нефтенасыщенные зоны в дренируемой области пласта, связанные с дискретной структурой фильтрационного пространства коллектора, и определить их геометрические размеры. В качестве основного метода выявления каналов низкого фильтрационного сопротивления используются индикаторные исследования. Преимущество индикаторного способа заключается в том, что он является наглядным методом, позволяющим определить параметры, характеризующие коллекторские свойства залежи непосредственно в пластовых условиях межскважинной области нефтяного коллектора. Применение индикаторного метода исследования не требует остановки нагнетательных и добывающих скважин, связанных с потерей добычи нефти. Используемые в качестве индикатора жидкости (флуоресцеин, тринатрийфосфат и др.) для приготовления меченной жидкости не нарушают геохимического равновесия пластовых и не ухудшают нефтевытесняющих свойств нагнетаемых вод.
o
1
1
к
1
к
o
Определение расположения нефтенасыщенных плохо проводящих зон и каналов низкого фильтрационного сопротивления осуществляют путем выбора участка заводненного нефтяного пласта с добывающими и нагнетательными скважинами. С помощью гидродинамических исследований добывающих скважин выявляют скважины, у которых имеются пространственно-протяженные нефтенасыщенные зоны в дренируемой области пласта, и определяют их характерные геометрические размеры: координату r относительно добывающей скважины, в которой начинается нефтенасыщенная зона, и r - координату, в которой заканчивается нефтенасыщенная зона, если r<R. В случае, если нефтенасыщенная зона расположена в межскважинном пространстве пласта (r>R), то определяется только координата r. В нагнетательную скважину закачивают индикатор и фиксируют время проведения закачки. В добывающих скважинах отбираются пробы жидкости с последующим их анализом на присутствие индикатора в пробах. Время появления индикатора в пробах скважин фиксируется, и определяют скважины, в которых индикатор не обнаружен. По времени продвижения индикатора от нагнетательной скважины до каждой добывающей скважины качественно определяют расположение пространственно-протяженных нефтенасыщенных плохо проводящих зон и каналов низкого фильтрационного сопротивления.
Именно сочетание признаков, соответствующих гидродинамическим исследованиям обводнившихся скважин на предмет выявления нефтенасыщенных зон в дренируемых областях пласта и индикаторного метода выявления расположения нефтенасыщенных плохо проводящих зон и каналов низкого фильтрационного сопротивления, является сущностью данного изобретения.
Таким образом, заявляемый способ соответствует критерию изобретения «новизна». При изучении других технических решений в данной области техники совокупность указанных признаков, отличающих заявляемое изобретение, не была выявлена и поэтому они обеспечивают заявляемому техническому решению соответствие критерию «существенные отличия».
Пример конкретного выполнения способа.
Предлагаемый способ определения геометрических размеров и азимутального расположения нефтенасыщенных зон в заводненных пластах реализуется следующим образом.
o
1
1
к
1
к
o
1. Выбирается участок заводненного нефтяного пласта с добывающими и нагнетательными скважинами. С помощью гидродинамических исследований добывающих скважин выявляют скважины, у которых имеются пространственно-протяженные нефтенасыщенные зоны в дренируемой области пласта и определяют характерные геометрические размеры: координату r относительно добывающей скважины, в которой начинается нефтенасыщенная зона, и координату r, в которой заканчивается нефтенасыщенная зона, если r меньше радиуса контура питания скважины R. Выявляют скважины, у которых нефтенасыщенная зона расположена в межскважинном пространстве пласта r>R, и определяют координату r.
o
1
2
На фиг.5 показана область заводненного нефтяного пласта и азимутальное расположение нефтенасыщенной зоны в ней. Скважина 2976 еще до проведения исследования была переведена из добывающей в закачивающую. Все остальные скважины, приведенные на фиг.2, являются добывающими. Среднее расстояние между добывающими скважинами составляет 320 м. Скважины 5389, 5218, 2939 и 5267 имеют нефтенасыщенные зоны небольших геометрических размеров в пределах радиуса контура питания. Скважины 5243, 5265, 5392, 5428, 5437 и 5412 характеризуются тем, что у этих скважин нефтенасыщенные зоны превышают радиус контура питания. Для этих скважин определялась координата r, соответствующая расстоянию, на котором начинается нефтенасыщенная зона. Скважины 5394 и 5404 расположены в нефтенасыщенной зоне нефтяного пласта. Стрелка, обозначенная N, указывает направление на север. Штриховые линии, соответствующие азимутальным углам α и α, определяют азимутальное расположение нефтенасыщенной зоны, находящейся в рассматриваемой области заводненного нефтяного пласта. Цифрами 1 и 2 обозначены каналы низкого фильтрационного сопротивления, т.е. траектории движения индикатора.
2. В закачивающую скважину 2976 закачивался индикатор и фиксировалось время проведения закачки. В добывающих скважинах регулярно отбирались пробы жидкости, по которым проводился лабораторной анализ на наличие индикатора в пробах. Время появления индикатора в каждой из добывающих скважин фиксировалось. По длине пути и времени движения определялась скорость движения индикатора. По скорости движения индикатора определялись каналы низкого фильтрационного сопротивления, т.е. траектории движения индикатора. Проведение индикаторных (трассерных) исследований позволяет установить наличие гидродинамической связи между нагнетательной и добывающими скважинами, определить направление и скорости перемещения фильтрационных потоков и оценить охват участка пласта разрабатываемой залежи процессом вытеснения нефти закачиваемой водой.
Из фиг.5 видно, что закачиваемая вода с высокой скоростью движется в юго-восточном направлении, а затем изменяет направление движения на северное (линия 1). Второй канал низкого фильтрационного сопротивления (линия 2) с меньшей скоростью движения индикатора соответствует северо-восточному направлению.
1
2
3. Совместный анализ результатов гидродинамических исследований добывающих скважин и индикаторных исследований позволяет установить геометрические размеры нефтенасыщенной зоны в пределах выбранного участка заводненного нефтяного пласта и определить ее азимутальное расположение. Из фиг.5 видно, что нефтенасыщенная зона располагается в восточной - северо-восточной от нагнетательной скважины части выделенного участка и определяется азимутальными углами α и α. Нефтенасыщенная зона вытянута в северо-западном направлении, и ее длина составляет порядка 900 м, а средний поперечный ее размер составляет 500 м.
Использование предлагаемого способа определения геометрических размеров и азимутального расположения нефтенасыщенных зон в заводненных пластах позволяет по сравнению с известными способами:
- определить геометрические размеры пространственно-протяженных нефтенасыщенных зон не только в пределах радиуса контура питания скважины, но и в зонах пласта, расположенных между скважинами;
- получить количественную информацию об азимутальном расположении пространственно-протяженных нефтенасыщенных зон.
Использование этой количественной информации о характере залегания остаточных запасов нефти позволяет выявить зоны невыработанных запасов и выбрать технологические мероприятия, обеспечивающие увеличение нефтеотдачи пласта.
Источники информации
1. Патент RU №2298647. Бюл. №13. 10.05.2007. Способ исследования нефтяных пластов. / Шацкий А.В., Колесов В.В., Шацкий Д.А., Митрофанов А.Д., Бодягин А.В., Иванов С.В.
2. Патент RU №2343274. Бюл. №1. 10.01.2009. Способ определения пространственного распределения нефтенасыщенных областей в заводненных пластах. / Иванов В.А., Соловьев В.Я.
3. Методы извлечения остаточной нефти. / М.Л.Сургучев, А.Т.Горбунов, Д.П.Забродин и др. - М.: Недра, 1991, - 347 с.