СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ ПЛАСТОВ
METHOD OF RESERVOIR EXAMINATION

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам контроля фильтрационных потоков и эффективности работ по повышению нефтеотдачи пластов.
Известно, что основным способом разработки нефтяных залежей является вытеснение нефти водой, закачиваемой через нагнетательные скважины, и добыча ее через добывающие скважины. В условиях неоднородных по геолого-физическим свойствам пластов к третьей-четвертой стадиям разработки залежей скважины обводняются. В соответствии со способом увеличения охвата неоднородных пластов заводнением [1] для увеличения охвата в эти скважины осуществляют закачку потокоотклоняющих композиций и растворов химических реагентов (ПКиРХР), в результате увеличивается охват пласта вытеснением, снижается обводненность добывающих скважин, увеличивается коэффициент нефтеотдачи.
Недостатком данного способа является следующее. После проведения работ по закачке ПКиРХР отсутствует достоверная информация о направлении поступления ПКиРХР в пласте, качестве изоляции, эффективности воздействия и времени разрушения сформированного гидроэкрана. Это в ряде случаев не позволяет оценить причины низкой эффективности работ.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу является способ разработки нефтяного месторождения, представленного пористо-трещиноватым коллектором [2], включающий закачку воды через нагнетательные скважины с контролем объема и давления закачки и отбор нефти через добывающие скважины с контролем объема отбора, пластового давления, соотношения воды и нефти в добываемой продукции и прогнозирование изменения показателей, причем закачку воды через нагнетательные скважины осуществляют внутри контура, а перед достижением пороговых значений, в пределах рентабельной разработки, показателей закачки воды и отбора нефти проводят трассерные исследования для выявления каналов, соединяющих нагнетательные скважины с добывающими, затем проводят их закупорку ПКиРХР, образующих изолирующий материал (ИМ), и образование новых каналов путем временного увеличения давления закачки, после чего воду в нагнетательные скважины закачивают в объеме, равном объему отбора нефти из добывающих скважин в пластовых условиях.
Недостатком данного способа является то, что после трассирования фильтрационных потоков до закачки ПКиРХР в процессе разработки залежей изменяются объемы нагнетаемой в нагнетательные скважины воды, режимы работы добывающих скважин, фонд скважин, и, как следствие, меняются направления и траектории путей, по которым движутся фильтрационные потоки и ПКиРХР. Кроме того, направление поступления ПКиРХР может существенно отличаться от направления движения вытесняющего агента (воды). Отмеченные факторы не позволяют объективно судить об эффективности воздействия на пласт.
Задачей, решаемой данным изобретением, является повышение достоверности оценки эффективности технологий увеличения нефтеотдачи пластов и качества применяемых потокоотклоняющих композиций и растворов химических реагентов.
Поставленная задача решается за счет того, что в способе исследования пластов, включающем закачку воды через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины, первичные трассерные исследования для выявления фильтрационных каналов, соединяющих нагнетательные скважины с добывающими, с последующей их закупоркой потокоотклоняющими композициями и растворами химических реагентов, образующими изолирующий материал, и продолжение закачки воды в нагнетательные скважины, согласно изобретению, проводят последующие трассерные исследования, включающие введение в потокоотклоняющие композиции и растворы химических реагентов совместимого с ними трассирующего агента, отличного от используемого для первичных трассерных исследований, а по результатам контроля за составом добываемой продукции из добывающих скважин и содержанием в ней трассирующих агентов определяют направления движения в пласте потокоотклоняющих композиций и растворов химических реагентов, эффективность воздействия на пласт и стабильность изолирующего материала во времени.
Кроме этого, потокоотклоняющие композиции и растворы химических реагентов с совместимым с ним трассирующим агентом могут быть закачаны в простаивающие нагнетательные, добывающие или контрольные скважины, находящиеся на пути расположения фильтрационных каналов, установленных по результатам первичных трассерных исследований.
Способ осуществляют следующим образом.
На месторождении выделяют участок залежи с обводненным фондом добывающих скважин и наличием остаточных запасов нефти, нефтеотдачу которого нужно повысить, проводят первичные трассерные исследования, а по их результатам на выбранном участке выделяют группу добывающих и группу нагнетательных скважин, имеющих гидродинамическую связь между собой, которая установлена путем прослеживания трассирующих агентов (ТА) (индикаторов), закачанных в нагнетательные скважины.
Для уменьшения объема воды, поступающей от нагнетательных в работающие добывающие скважины (ограничения водопритока) на пути движения основных фильтрационных потоков устанавливают водонепроницаемые экраны из ИМ для изменения направлений фильтрационных потоков. Для этого закачивают ИМ в нагнетательные скважины, увеличивая тем самым охват пласта вытеснением, а, соответственно, и нефтеотдачу пласта. Для этой цели применяют ПКиРХР, в качестве которых применяют осадкообразующие составы, сшитые полимерные системы, водонефтяные эмульсии, полимерные растворы с регулируемым временем гелеобразования, реагенты, создающие ИМ путем взаимодействия с пластовой водой и т.п.
Для определения направлений движения по пласту ПКиРХР, стабильности образующегося изоляционного материала во времени, качества изоляции фильтрационных каналов, эффективности технологий повышения нефтеотдачи в нагнетательные скважины вместе с ПКиРХР вводят ТА, отличные от ранее закачанного ТА, используемого в первичных трассерных исследованиях. В качестве ТА применяют совместимые с ПКиРХР химические и радиоактивные индикаторы: флуоресцеин, нитрат аммония, карбамид, роданид аммония и другие. Их совместимость определяется отсутствием взаимодействий ТА с ПКиРХР, которые могут вызывать ухудшение тампонирующих свойств ПКиРХР, изменения концентрации ТА при определении последней существующими методами. Кроме того, применяемые ТА должны соответствовать всем требованиям, выдвигаемым к ТА: стабильностью во времени, отсутствием взаимодействия и адсорбции на породе, с пластовыми флюидами и т.д. При этом в одну обрабатываемую скважину закачивают ПКиРХР с флуоресцеином, в другую - с карбамидом, в третью - с нитратом аммония, в четвертую - с роданидом аммония и т.д. После закачки ПКиРХР с ТА в нагнетательные скважины продолжают закачку воды в прежнем режиме.
Для усиления эффекта ПКиРХР с ТА закачивают и в простаивающие нагнетательные, обводненные добывающие и контрольные скважины, находящиеся на пути фильтрационных потоков между работающими нагнетательными и добывающими скважинами.
В случае применения ПКиРХР с контактным механизмом осадкообразования ИМ при их взаимодействии с пластовой водой, содержащей катионы поливалентных металлов, образовывается не растворимый в воде ИМ в объеме 5-80% реакционной смеси. Таким образом, 20-95% воды с ТА частично отфильтровываются к добывающим скважинам. На устье добывающих скважин отбирают пробы добываемой продукции и доставляют в лабораторию. В этих пробах в соответствии с существующими методиками определяют концентрации всех закачанных в обрабатываемые скважины ТА с ПКиРХР. В результате анализа полученных значений концентрации ТА по известным схемам определяют направления движения ПКиРХР, скорости движения фильтрационных потоков, остаточную проницаемость и объемы каналов фильтрации [3]. Сопоставляя полученные результаты с результатами ранее выполненных работ (по способу [2]), определяют эффективность изоляции высокопроницаемых каналов.
1
2
2
1
В случае использования ПКиРХР, образующих гомогенный ИМ (гель), способ позволяет также по характеру выноса ТА определить стабильность ИМ во времени. Предположим, что вынос ТА в добывающих скважинах при выполнении работ по способу [2] отмечен на 25 сутки (t), а по предлагаемому - на 180 (t). Располагая приведенными данными, можно рассчитать период стабильности закупорки ИМ каналов водопритока по формуле: Т=t-t=180-25=155 сут. Значительный вынос ТА будет свидетельствовать о существенном разрушении ИМ и о восстановлении первоначальных направлений фильтрационных потоков, а, следовательно, о необходимости повторения работ (возможно, с ПКиРХР, образующими более стабильный в данных геолого-термобарических условиях ИМ).
При интерпретации полученных результатов анализируют и сравнивают следующие показатели: количество систем фильтрационных потоков, скорость прихода и масса вынесенного ТА, эффективный объем трубок тока, раскрытость систем фильтрационных каналов, проницаемость трубок тока, дебит воды, поступающей по трубкам тока от нагнетательных к добывающим скважинам без совершения работы по вытеснению нефти, доля воды, поступающей по трубкам тока от общего объема воды, добываемой скважиной, коэффициент охвата пласта трубками тока и др.
Показатели рассчитываются по методике, описанной в [3].
Таким образом, заявленное изобретение, за счет повышения эффективности работ по обработке пласта веществами, образующими изолирующий материал, а также достоверности оценки качества изолирующего материала, позволяет повысить уровень исследовательских работ по разработке нефтяных залежей и увеличению нефтеотдачи пластов.
Источники информации
1. BY 87, МПК Е21В 43/20, 1994.09.30
2. RU 2171368 С1, МПК Е21В 43/20, 2001.07.27
3. Соколовский Э.В., Соловьев Г.Б., Тренчиков Ю.И. Индикаторные методы изучения нефтегазоносных пластов. М.: Недра, 1986.