Методы исследования нефтяных скважин при установившемся режиме. Определение параметров пласта

. (2.10.6)

Массовая скорость фильтрации в любой точке пласта М (рис.4.2) находится по правилу суперпозиции сложения векторов скорости от действия источника и стока

. (2.10.7)

Величина корня есть расстояние между источником и стоком 2а и, следовательно, формула (2.10.7) перепишется в виде

(2.10.8)

Для поддержания пластового давления часто используется нагнетание воды в пласт. Определим для однородной несжимаемой жидкости время движения частицы по кратчайшему пути между нагнетательной и эксплуатационной скважинами, т.е. по оси 0х. При жестководонапорном режиме решается при этом вопрос о времени, протекшем от начала закачки воды в пласт до начала её прорыва в эксплуатационную скважину.

Чтобы решить указанную задачу выразим скорость в (2.10.8) через производную расстояния по времени и, поместив начало координат в сток О₁ , проинтегрируем полученное уравнение по х от х₀ до х. Тогда время движения частицы от некоторой точки х₀ до точки х определится зависимостью

. (2.10.9)

Время обводнения Т, т.е. прохождения частицы расстояния О₁О₂= 2а определится из (4.13), если принять х=0; х₀=2а

, (2.10.10)

где m - пористость; Q - объёмный дебит.

Зная Т можно найти площадь обводнения w, приравнивая объёмы TQ и mhw. Откуда . (2.10.11)

Анализ формул (2.10.9) и (2.9.10) показывает, что расстояние, пройденное частицей за время Т от нагнетательной скважины до эксплуатационной, вдвое больше расстояния пройденного другой частицей за это же время в положительном направлении оси х.

3. Практическая часть

Каналы НФС (трещины) довольно существенно влияют на процесс разработки в сторону снижения коэффициентов охвата и нефтевытеснния.

В первую очередь это  влияние проявляется в непроизводительной фильтрации закачиваемой воды по каналам  НФС (8-43%). Это сказывается на снижении энергетики работы пласта. Во – вторых снижается коэффициент охвата разработкой, и как правило, конечная запроектированная нефтеотдача не достигается. Анализ разработки исследуемых объектов показывает недоизвлечение на 2 – 8% к запроектированным показателям. Причем этот фактор (влияние каналов НФС) не учитывается при проектировании разработки. Таким образом, можно утверждать, что отсутствие учета влияния каналов НФС при проектировании разработки ведет к завышенному КИН на 2 – 8%.

Необходимо отметить тот факт, что фильтрация нефти  и воды по каналам НФС протекает  в турбулентном режиме (число Рейнольдса превышает 50000), что способствует образованию устойчивых эмульсий прямого и обратного типа.

Несмотря на небольшую  раскрытость каналов НФС в  среднем 0,10 мм) процесс заводнения способствует их расширению. Например, за один год  фильтрации на одном месторождении увеличение площади поперечного сечения составило с 0,1 до 0,66 мм (в 6,6 раза). При этом процесс сопровождается обильным выносом мех. примесей.

Специализированные трассерные исследования, проведенные на различных  давлениях нагнетания показывают, что снижение давления нагнетания не способствует смыканию трещин, что свидетельствует о необратимости процесса. Однако отмечается незначительное снижение скоростей фильтрации (но не приведенных скоростей), проницаемостей, объемов каналов НФС.

Примечателен тот факт, что использование методов повышения нефтеотдачи с целью тампонирования каналов НФС позволяет в среднем на 66% устранить их влияние. Однако, по истечении некоторого времени дополнительно увеличивается число каналов НФС. После деструкции осадкообразующей системы, число и объем каналов НФС возрастает. Тем самым снижается коэффициент охвата и, соответственно, нефтеотдачи. Поэтому к использованию методов ПНП необходимо подходить довольно осторожно. Это говорит о необходимости периодичности и системности проведения методов ПНП.

Рассмотрим трассерные исследования на примере объекта  «А» одного из месторождений Западной Сибири.

С целью определения  гидродинамической связи между  нагнетательными и добывающими  скважинами, степени влияния закачки  на показатели разработки, определения местоположения перспективных участков для первоочередного разбуривания и оптимизации работы добывающего и нагнетательного фонда скважин на объекте «А» были проведены трассерные исследования.

Одновременно в 2005 г. было закачано восемь различных индикаторов в восемь различных нагнетательных скважин. Розы – диаграммы приведенных скоростей фильтрации по пласту в целом представлены на рис. 1 (Приложение). Анализ приведенных скоростей фильтрации показывает, что преимущественное распределение закачиваемой воды, меченой индикатором, происходит в двух взаимно – перпендикулярных направлениях

- с северо-востока  на юго-запад и наоборот;

- с юго-востока на  северо-запад и наоборот.

Проведенные трассерные исследования позволили обнаружить техногенные нарушения. Основные параметры продвижения закачиваемой жидкости по пласту от восьми нагнетательных скважин приведены в табл. 1 (Приложение). Приведем подробнее одно из характерных трассерных исследований по скважине 12277.

Опытно - промышленные работы начаты в августе 2005 года закачкой трассера в скважину 12277. Через нагнетательную скважину в пласт АС₁₀¹ ввели 20 м³ раствора роданистого аммония (РА) с концентрацией 15 г/л при давлении нагнетания на устье скважины 75,1 МПа и приёмистости 180 м³/сут.

Параметры продвижения трассера по пласту рассчитывались по методике института СевКавНИПИнефть, как наиболее достоверно отражающей параметры продвижения трассеров по пласту .

Результаты расчётов по определению параметров продвижения  индикатора РА по пласту «А» от скважины 12277 приведены в табл. 2. Роза - диаграмма приведённых скоростей перемещения индикатора РА от скважины 12277 представлена на рисунке 1.

Анализ проб жидкости на присутствие трассера РА проводился по 16 скважинам. Анализ интерпретации  закачки трассера РА на участке со скважиной 12277 показывает, что из исследуемых 16 скважин в 8 из них обнаружены поступления трассера в течение 49,1 – 668,83 часов с момента его закачки. Расстояния от скважины 12277 до этих скважин колеблются от 519,84 до 2534,22 метров. При этом скорости прохождения индикатора по пласту к этим скважинам варьируют в довольно широком диапазоне: 0,94 – 15,98 метров в час. Скорости прохождения части закачиваемой воды, меченной индикатором РА, значительно (на 3 – 5 порядков) превышают характерные скорости фильтрации воды в трещиновато - поровом коллекторе. Приведённые скорости также на три - пять порядков превалируют над характерными значениями и находятся в интервале 0,13 - 0,83 м/час/МПа. Пробы жидкости в большинстве случаев представляют собой эмульсии. Образование эмульсий предполагается за счет турбулентного движения нефти и закачиваемой воды по каналам низкого фильтрационного сопротивления (число Рейнольдса превышает 500000).

Вышеуказанные факторы  свидетельствуют о наличии в  пласте разветвлённой сети аномально высокопроницаемых каналов фильтрации (или низкого фильтрационного сопротивления - НФС), которые существенно влияют на снижение коэффициентов охвата заводнением и нефтеизвлечения. Объём каналов НФС в пласте от скважины 12277 составляет 2806,06 м³. Распределение объёмов каналов НФС по направлениям к добывающим скважинам находится в диапазоне 98,76 – 705,5 м³. Проницаемость по воде каналов НФС по направлениям к добывающим скважинам выше среднепластового значения и колеблется в интервале 70,7 – 1159,8 мкм².

Анализ индикаторных исследований показывает, что поступление трассера к добывающим скважинам происходит неравномерно (пики подъема концентрации трассера РА от одного до семи).

Этот факт свидетельствует, что трассирующий агент продвигается не по одному, а по нескольким каналам НФС, которые отличаются протяженностью, объемом и проницаемостью.

На основе индикаторных исследований произведена попытка  оценки площади поперечного сечения  каналов НФС. Принимая, что длины  каналов НФС равны расстоянию между нагнетательной скважиной 12277 и добывающей скважиной, и каналы НФС имеют круглое сечение, то их средний диаметр оценивается величиной 0,9∙10^-4 мм (по Фиттингу).

Непроизводительная закачка  воды, т.е. часть воды фильтрующаяся  по каналам НФС составляет 1,1 %.

Индикаторные исследования, проведённые в районе скважины 12277 показывают преимущественное распределение направлений продвижения трассирующего агента в трех направлениях: северо-восточном, юго-восточном и юго-западном.

Нарастающее бурение (ввод новых скважин), ГРП и ряд других геолого-технических мероприятий позволяет наращивать темпы добычи нефти и жидкости. Специфические геолого-физические параметры и ГТМ позволяю регулировать процесс разработки, что стало возможным снизить обводненность продукции с 27% до 19%. Надежная корреляция гидропроводности и накопленных отборов нефти позволяет выделить перспективные участки для первоочередного бурения с учетом фильтрационных потоков.

Анализ коэффициента нефтеизвлечения, проведенного по нескольким характеристикам вытеснения, свидетельствует, что он будет достигнут.

Текущий коэффициент  охвата заводнением составляет 0,488, конечный составляет 0,898. Критериальная  зависимость (коэффициент нефтеотдачи  – обводнение) свидетельствует о  соответствии процесса разработки проектным показателям.

 На основе анализа  разработки с учетом трассерных  исследований предложены технологии  и объемы применения с учетом  опыта на месторождениях Западной  Сибири по повышению нефтеотдачи  пластов, ОПЗ, комплексных ОПЗ,  которые могут существенно повысить нефтеотдачу пласта и интенсифицировать процесс разработки.

В Западной Сибири проведено  несколько десятков тысяч ГРП. Однако, ни в одной компании не проведено  комплексных трассерных исследований (до и после проведения ГРП), которые  являются основной базой на ответ – является ли ГРП методом ПНП или только методом интенсификации.

Проведение трассерных исследований необходимо на всех стадиях  разработки:

- на первой и средней  стадии разработки трассерные  исследования позволяют уточнить  параметры разработки (сетку и плотность скважин), стратегию разбуривания, активно рекомендовать мероприятия по проектированию;

- на стадии прогрессирующего  обводнения трассерные исследования  дают возможность надежно обосновывать  применение методов ПНП (циклическое  воздействие, физико-химические методы, ОПЗ, РИР), и выявлять зоны обводнения и зоны, не охваченные воздействием;

- на четвертой стадии  – трассерные исследования позволяют  надежно определять зоны с  пассивными запасами и разрабатывать  методы для их вовлечения в  активную разработку;

- до и после ГРП;

- до и после ПНП.

 

4. Приложение

Рис. 1.  Розы - диаграммы приведенных  скоростей прохождения трассеров

 

Таблица 1

Основные  параметры продвижения закачиваемой жидкости от нагнетательных скважин

Вид трассера	№ скважины	Диапазон скорости, м/час	Объем каналов, м3	Проницаемость,мкм2	Раскрытость каналов, мм	Непроизводительная  закачка воды, %
ЭО	15908	5,37-19,11	6115,5	136,1-728,9	1,4∙10-4	18,4
ФН	12347	1-14,04	3978,84	137,792,6	1,4∙10-4	17,4
ТНФ	477Р	0,62-10,13	7630,9	40,6-862,5	0,5∙10-4	3,1
РА	12277	0,94 – 15,98	2806,06	70,7 – 1159,8	0,9∙10-4	1,1
ЭО	15994	0,93-490,96	309,9	155,8-23602,6	0,07	3,3
ФН	12249	5,37-1449,5	281,9	488,9-437173	1	2,1
ТНФ	12180	5,6-791,94	426,2	2190-109285,4	0,8	2,3
РА	12204	5,9-1039,7	196,7	566,1-49374,6	0,32	0,1

 

Таблица 2

Параметры продвижения трассера РА по пласту «А» от нагнетательной cкважины 12277

№ п/п	№ скв.	Расстояние  м/у нагнетат. и добывающими скв., м	Время от конца  закачки до появления трассера, час	Скорость прохождения трассера, м\час	Перепад забойных давлений, МПа	Приведенная скорость, м/час/МПа	Объем  каналов НФС, м3	Всего	Распределение объемов, %	Проницаемость по воде, мкм2	Диаметр каналов  НФС по Фиттингу, мм
			I пик	I пик			I пик
1	12247	974,7	516	1,89	14,4	0,13	271,35	271,35	9,7	70,7	0,00000
2	12297	628,14	106,71	5,89	18,6	0,32	174,87	828,85	29,5	109,9	0,00002
3	12312	1028,85	368,88	2,79	18,6	0,15	28642	286,42	10,2	83,9	0,00001
4	12327	1364,58	464,7	2,94	11,3	0,26	379,89	662,40	23,6	196,0	0,00002
5	12275	519,84	49,1	10,59	13,2	0,80	144,72	347,00	12,4	230,4	0,00007
6	12298	1472,88	516,41	2,85	14,0	0,20	410,04	410,04	14,6	165,8	0,00001
7	15978	801,42	105,25	7,61	14,7	0,52	223,11	803,07	28,6	229,4	0,00005
8	15943	2534,22	158,58	15,98	19,3	0,83	705,50	1230,17	43,8	1159,8	0,00056