Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Геолого-промысловый контроль разработки заключается в изучении и анализе процесса извлечения нефти из недр, выявлении факторов, влияющих на динамику добычи и обводнение залежи нефти, полноту выработки запасов и другие показатели, характеризующие процесс разработки в целом. Эффективность контроля разработки в значительной мере зависит от объема и регулярности проведения опытно-промышленных и промысловых исследований по выявлению влияния различных факторов на полноту извлечения из недр нефти. Сюда относятся изучение влияния плотности сетки скважин на темп отбора и нефтеотдачу, проведение глубинных исследований гидродинамическими методами, осуществление различных промысловых исследований (замеры дебита, приемистости, обводненности и т.д.), химические анализы нефти и воды, радиометрические исследования, определение особенностей выработки пластов с помощью расходомеров и дебитомеров и др. Большое значение имеет проведение промыслово-геофизических исследований, с помощью которых решаются различные технические (при нарушении обсадных колонн, для определения высоты подъема цемента, при наличии заколонного движения жидкости и т.п.) и геолого-промысловые задачи (особенно в отношении контроля за заводнением неоднородных и расчлененных пластов). Для проведения эффективного контроля и регулирования процесса разработки необходимо вначале детально рассмотреть состояние разработки залежи нефти. Для этого нужно проанализировать состояние скважин на дату изучения, динамику изменения основных геолого-технических показателей, состояние обводнения залежи и характер распределения пластовых давлений на карте изобар. Изучение основных показателей состояния разработки позволит оценить полноту выработки запасов по отдельным участкам пласта, эффективность применяемой системы разработки и наметить мероприятия по регулированию разработки в целях интенсификации добычи и увеличения коэффициента нефтеотдачи. В практике разработки нефтяных месторождений большое значение имеют геофизические методы контроля и регулирования этого процесса. Среди них можно отметить следующие: 1) Изучение распределения жидкости по стволу скважины; 2) Анализ продвижения текущих контуров нефтеносности и обводнения эксплуатационных объектов. В процессе геологической интерпретации геофизических исследований устанавливают такие важные характеристики как литологическое строение продуктивных пластов, их границы (кровля и подошва), общую и эффективную толщины пластов, последовательность напластования, коллекторские свойства (пористость, проницаемость), глинистость, нефте-газонасыщенность, разделы газ-вода (ГКВ), вода-нефть (ВНК), газ-нефть (ГНК). Кроме того, осуществляют контроль за разработкой залежей. Основная задачей данной курсовой работы является изучение методов определения водонефтянного контакта в залежах с подошвенной водой.

1. Геологический раздел

1.1 Орогидрография

Административно Лянторское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в среднем течении реки Пим с 49 по 163 км от устья. Ближайшим населённым пунктом являются город Лянтор, расположенный на территории месторождения, и посёлок Нижний Сортым - 60 км к северу от него. Наиболее крупный населённый пункт г. Сургут расположен в 75 км к юго-востоку от Лянторского месторождения. Месторождение находится в зоне деятельности ОАО «Сургутнефтегаз».

В орогидрографическом отношении район работ представляет собой слабо пересеченную, значительно заболоченную, аккумулятивную равнину. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +45 м (на юге) до +80 м (на севере). Гидрографическая сеть района широко развита и представлена рекой Пим с ее многочисленными притоками Ай-Пим, Ляркни, Тутлим-Яун, Котун-Тур и др. Речки типично равнинные с небольшим уклоном, русла сильно меандрируют, скорость течения 0,5…0,7 м/сек. На территории месторождения судоходна лишь река Пим.

На водоразделах расположены озера и болота различных размеров. Берега их пологие, дно песчаное, глубина до 4 м. Озёра занимают 22% территории. Наиболее крупные из них: Энтльлор, Токтурылор и др. Озера и реки покрываются льдом в конце октября - начале ноября.

Большая часть (80%) территории покрыта труднопроходимыми болотами и топями, на северо-востоке месторождения отмечается сплошная озёрно-болотная система, плохо промерзающая зимой, и поэтому представляющая большую трудность, как при транспортировке оборудования, так и при строительстве буровых.

Лесные массивы расположены вдоль реки на водоразделах участками среди обширных болот, занимают 12% от общей площади и состоят из кедра, лиственницы, сосны и берёзы. Болотистые участки покрыты мхом, реже встречается редколесье. Климат района резко континентальный. Зима продолжительная, суровая и снежная, с метелями и снегопадами. Лето короткое, сравнительно теплое и дождливое. Средняя температура самого холодного месяца (января) -22⁰С. Глубина промерзания грунта составляет 1…1,5 м. Мощность снежного покрова на водоразделах не превышает 1 м, в понижениях рельефа 1,5…2 м. Климат района резко континентальный. Зима продолжительная, суровая и снежная, с метелями и снегопадами. Лето короткое, сравнительно теплое и дождливое. Средняя температура самого холодного месяца (января) -22⁰С. Глубина промерзания грунта составляет 1…1,5 м. Мощность снежного покрова на водоразделах не превышает 1 м, в понижениях рельефа 1,5…2 м.

Самый жаркий месяц - июль. Средняя температура месяца составляет +17⁰С. Среднегодовая температура отрицательная и равняется -3,1⁰С.

Количество атмосферных садков в год составляет 480…520 мм. В холодный период преобладают ветры южного и юго-западного направления, для летнего периода характерны ветры северо-восточного и северо-западного направления.

Район относится к слабозаселенным. В основном, население проживает в посёлках, образовавшихся в связи с разработкой месторождений. Коренные жители - ханты и манси проживают в небольших национальных посёлках по берегам рек, ведут кочевой образ жизни и занимаются традиционными видами промысла - охотой, рыболовством и оленеводством.

Среди источников питьевого и технического водоснабжения возможно использование пресных поверхностных вод, пресных подземных вод четвертичных и палеогеновых отложений, а также минерализованных и высокотемпературных вод аптальбсеноманского водоносного комплекса.

В Сургутском районе и в непосредственной близости от месторождения имеются промышленные запасы песка, песчано-гравийной смеси, керамзитовых и кирпичных глин. Которые могут быть использованы в процессе обустройства месторождения, при строительстве автодорог, оснований под кусты скважин, в промышленном и гражданском строительстве. Районный центр город Сургут является крупным речным портом в Среднем Приобье, связан железной дорогой с городами Тюмень, Нижневартовск, Уренгой. Город связан авиалиниями со многими крупными населёнными пунктами и крупными городами, а также со станами ближнего зарубежья.

1.2 Коллекторские свойства нефтяных пластов

Лянторского месторождения связана с отложениями нижнего мела и средней юры.

В подсчете запасов были выделены следующие залежи: газонефтяные - в пластах АС₉, АС₁₀, АС₁₁; нефтяные- в пластах В ГКЗ РФ запасы нефти были утверждены по пластам АС₉, АС₁₀, АС₁₁, , БС₁₈.

По соотношению газо- и нефтенасыщенных частей продуктивных, основных пластов АС_9…11. Лянторское месторождение является нефтегазовым, по геологическому строению - сложно построенным.

Песчаный пласт АС₁₁ относится к нижней части эксплуатационного объекта АС_9…11 и характеризуется наиболее сложным строением разреза. В соответствии с этим и формы залегания песчаных тел, формирующих пласт, весьма разнообразны (линзы, полулинзы, врезы и т.д.).

Общая толщина пласта АС₁₁ (рисунок 1.2.1 геологический разрез пласта АС₁₁ по линии скважин 6419…1863 на Лянторском месторождении.) изменяется в очень широком диапазоне значении 4…50 м. Зоны максимальных толщин пласта, как правило, укладываются в вытянутые полосообразные формы, напоминающие разветвленные русла с тенденцией их приуроченности к присводовым зонам Востокинской, Январской и Лянторской структур. Зоны уменьшенных толщин, напротив, тяготеют к межструктурным нарушениям (сочленения Таняунской и Январской, Январской и Лянторской, Январской и Востокинской структур).

Характеристика продуктивных горизонтов приведена в таблице 1.2.1.

Таблица 1.2.1 - Характеристика продуктивных горизонтов

Залежь пласта АС₁₁ Лянторской площади приурочена к брахиантиклинальному поднятию, вытянутому в субмеридиональном направлении и осложняющему западное крыло региональной структуры. Проницаемая часть пласта АС₁₁ изучены по 7 скважинам, в четырех из которых изучена нефтенасыщенная часть. Пористость изменяется 19,3…28,6% и среднем по пласту составляет 24,5…25%, по нефтенасыщенной части 23,9%, по водонасыщенной 25,8%. Проницаемость изменяется 2.2. 10^-3…698. 10^-3 мкм² при среднем значении 266. 10^-3 мкм², по нефтенасыщенной части - 258. 10^-3 мкм², по водонасыщенной - 276. 10^-3 мкм². Среднее значения по скважинам существенно не различаются и изменяются 229. 10^-3 … 316. 10^-3 мкм².

Коллекторские свойства пласта АС₁₁ определялись также по данным промысловой геофизики. Пористость изменяется 21 … 26% при среднем значении 24,8%. Среднее значение проницаемости 536. 10^-3 мкм² при вариациях 1^.10^-3…1493. 10^-3 мкм².

Эффективные толщины пласта АС₁₀ в пределах месторождения изменяются 4…24 м. В них плановом размещении не просматривается четкой геоструктурной привязки. На Январском поднятии они тяготеют к его юго-западному и западному погружениям, а на Востокинском - связываются с его присводовой частью и восточным крылом. Зоны уменьшенных и эффективных минимальных толщин наиболее обширны в южной половине месторождения.

Широкой кольцеобразной полосой они трассируются от Тайбинско-Таняунской зоны поднятий через сочленение Январской и Востокинской структур до западного крала Лянторского поднятия, откуда непрерывно переходят на его южную периклиналь, отвечающей территории ДНС 2,4,1,19. Значительная по размерам зона пониженных значений эффективных толщин субширотного простирания отмечается также и в районе северного купола Востокинской структуры.

Характер изменения песчанности пласта АС₁₀, очень близок поведению эффективных толщин. Диапазон изменения коэффициента песчанности весьма широк и находится в пределах 0.2…1,0. Газонефтяные залежи пласта АС₁₀ являются основным добывающим объектом Лянторского месторождения, и содержит основные запасы нефти (57,4%).

В подсчете запасов залежи пласта АС₁₀ были выделены в пределах единого контура нефтеносности, охватывающего Лянторскую, Январскую, Востокинскую структуры, в районе Тайбинского поднятия и две залежи на Таняунской структуре. На южном окончании основной залежи наметилось расширение контура к юго-востоку на 2 км.

Нефтенасыщенная толщина изменяется 0,4…22 м при среднем значении 7,5 м. Газонасыщенная толщина изменяется 0,5…24,4 м.

Залежи пласта АС₁₀ отделяются от вышележащего пласта АС₉ глинистым экраном толщиной 2…8 м и более, имеющий почти повсеместное распространение.

Проницаемая часть пласта АС₁₀ представлена преимущественно мелкозернистыми песчаниками с прослоями песчаников среднезернистых и алевролитов крупно- и среднезернистых. Коллекторские свойства пласта АС₁₀ изучены по 88 скважинам.

Открытая пористость изменяется 14,8…29,9% при среднем значении 24,8…25%. Большая часть пород (66%) имеет пористость 24…28% Проницаемость изменяется 1,3^.10^-3…2735^.10^-3 мкм². По площади месторождения наибольшая часть пород имеет проницаемость 100. 10^-3…500. 10^-3 мкм². Участки с проницаемостью менее 100. 10^-3 мкм² тяготеют к погруженным частям структурных осложнений.

Коллекторские свойства пласта АС₁₀ определялись также по данным ГИС. Среднее значение пористости составляет 25% при вариациях от 21 до 26%. Проницаемость изменяется от 1^.10^-3 до 1493^.10^-3 мкм² при среднем значении 590. 10^-3 мкм ².

Песчаный пласт АС₉ выделяется в составе верхневартовской подсвиты, характеризуется всеобщим распространением в пределах месторождения и перекрывается сверху глинистыми аналогами пластов АС₇ и АС₈, а также типично морскими осадками быстринской пачки глин.

Зоны максимальных значений общих толщин пласта приходятся на северную и южную периклиналь Лянторского поднятия, а также присводовые участки Востокинской и Январской структур. Зоны минимальных толщин тяготеют к межструктурному погружению Лянторской и Январской структур и к северной периклинали Востокинского поднятия.

В геоструктурном отношении отмечается тенденция приуроченности эффективных максимальных толщин пласта АС₉ к восточным присклоновым участкам структурных поднятий, за исключением Востокинского поднятия, в пределах которого они образуют достаточно обширную зону, совпадающую в плане с территорией ДНС 10, 13,14.

В подсчете запасов газонефтяные залежи пласта АС₉ были выделены в пределах основной площади (Лянторская, Январская и Востокинская структуры), а также в районе Таняунской, Тайбинской (восточная площадь) и Тутлимской структур. Проницаемая часть пласта АС₉ представлена мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами.

Коллекторские свойства пласта изучались по разрезу 129 скважин. Открытая пористость, изученная по 3003 образцам, изменяется в широком диапазоне 16,1… 29,8% при среднем значении 24,3…24%.Наибольшая часть пород (80%) имеет пористость 22…26%, у 13% пород - более 26%.

Проницаемость по пласту в среднем составляет 299. 10^-3 мкм² и изменяется 1,1. 10^-3…1830. 10^-3 мкм². Большая часть образцов (64%) имеет проницаемость 100. 10^-3 …500. 10^-3 мкм², проницаемость более 500.10^-3 мкм² характеризуется 16% пород.

По площади пласта коллекторы в большинстве скважин имеют проницаемость 102. 10^-3 …495. 10^-3 мкм². Участки с проницаемостью более 500. 10^-3 мкм² отмечаются в центральной части месторождения, на восточном и западном крыльях Востокинской структуры и на юге Таняунской площади. Участки развития коллекторов с проницаемостью 10. 10^-3…100. 10^-3 мкм² выделяются на западном и восточном склонах южной части месторождения, в периферийных участках центральной части месторождения и на севере. Коллекторские свойства по данным промысловой геофизики незначительно отличаются от значений определенных по керну. Среднее значение пористости составляет 24,6% при вариациях 21…26%, проницаемости - 432.10^-3 мкм².

1.3 Физико-химические свойства нефти, газа, воды

Основные характеристики пластовых нефтей представлены в таблице 1.3.1.

Таблица 1.3.1. Характеристика пластовых нефтей

Для пласта АС₉ газовый фактор при дифференцированном разгазировании пластовых нефтей изменяется от 69 (нефтяная зона) до 106 м³/т (газонефтяная зона). Давление насыщения нефти газом высокое и в подгазовой зоне достигает величины пластового давления (20 МПа). В условиях пласта нефть повышенной плотности (798…812 кг/м³), вязкость достигает 5 мПа·с. Для пластов АС₁₀ и АС₁₁ величина газового фактора в нефтяной зоне составляет в среднем 55 м³/т, увеличиваясь при переходе в газонефтяную зону до 115 м³/т.

В соответствии с изменением газонасыщенности давление насыщения нефти газом изменяется от 14,5 МПа до пластового давления.

По содержанию компонентов нефти пласты АС₉, АС₁₀, АС₁₁ близки между собой. Молярная доля метана в составе пластовых газонасыщенных нефтей около 37% для нефтяной зоны и около 53% для газонефтяной зоны. Разгазированные нефти пластов АС₉, АС₁₀, АС₁₁ тяжелые, вязкие, сернистые, парафинистые, смолистые. Нефтяной газ ярко выраженного метанового типа с молярной концентрацией метана более 90%, содержание неуглеводородных компонентов (азот, диоксид углерода) невелико и в сумме не превышает 2,2%. Концентрация гелия незначительная, не более 0,005-0,009%. Свойства и состав нефтяного газа таблице 1.3.2.

Таблица 1.3.2. Свойства и состав нефтяного газа

1.4 Текущее состояние разработки Лянторского месторождения

По состоянию на 1.01.2009 года на месторождении пробурено всего 5931 скважина, что составляет 97,9% проектного фонда. Отобрано 189651,068 тыс. т нефти с начала разработки (81,3% от начальных извлекаемых запасов).

За отчетный год по месторождению добыто 8071,689 тыс. т нефти, что составляет 80,7% максимального годового уровня добычи нефти, предусмотренного «Технологической схемой разработки Лянторского месторождения». Темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 3,5%. Уровень добычи жидкости за 2009 год составил 127312,323 тыс. т. Фактический средний дебит по нефти одной действующей скважины за год - 6,7 т/сут, по жидкости - 105,5 т/сут, при среднегодовой обводненности 93,66%.

Эксплуатационный фонд добывающих скважин на конец года составил 3598, действующих - 3332, в периодической работе 93 скважины по причине слабого притока. На 1.01.2009 года на месторождении фонтанный фонд составил 61 скважину, действующий - 25, со средним дебитом нефти за год 4,4 т/сут. Добыча нефти за 2009 год по фонтанным скважинам составила 40,505 тыс. т - 0,5% от общей добычи по месторождению. Максимальный объем добычи - 98,5% составляет добыча из скважин, оборудованных ЭЦН (7949,996 тыс. т). Фонд скважин, оборудованных ЭЦН, на 1.01.2009 года составил 3357, действующий - 3183 со среднегодовым дебитом нефти 6,6 т/сут. Фонд скважин, оборудованных ШГН - 180, действующий - 124, средний дебит нефти за год 1,8 т/сут, добыча за 2009 год из них составила 81,188 тыс. т (1,0%). Неработающий фонд добывающих скважин на 1.01.2009 года по месторождению составил 302 скважины, добывные возможности которых, на конец года составили 256.8 т/сут.

Эффект от проведения капитальных ремонтов за 2009 год составил 288,424 тыс. т нефти, ГРП провели в 3 добывающих скважинах, дополнительная добыча составила 0,451 тыс. т. От приобщение пласта в 24 добывающих и 10 нагнетательных скважинах дополнительно добыто 20,349 тыс. т нефти. В течение отчетного года провели работы по восстановлению герметичности эксплуатационных колонн в 17 добывающих и 19 нагнетательных скважинах, ремонтно-изоляционные работы по ликвидации межпластовых перетоков в 41 добывающих и 28 нагнетательных скважинах, по снижению обводненности продукции - в 70 добывающих скважинах, с целью регулирования заводнения провели изоляцию пласта в 6 нагнетательных скважинах.

Эксплуатация пласта БС-8² ведется с 2002 года на естественном режиме. На 1.01.2009 г. отобрано нефти с начала разработки 377,876 тыс. т, за текущий год добыча нефти составила 179,606 тыс. т, из них 62,514 тыс. т добыто из новых скважин. В текущем году введены в эксплуатацию 8 добывающих скважин со средним дебитом нефти - 50,6 т/сут. Пласт БС-8² эксплуатируется 25 скважинами, среднесуточный дебит нефти одной скважины за год составил 23,8 т/сут, жидкости - 54,1 т/сут при среднегодовой обводненности 55,96%.Пласт БС-18 эксплуатируется одной скважиной с пробуренным боковым стволом с дебитом нефти 1,0 т/сут, жидкости - 23,8 т/сут, среднегодовая обводненность - 95,74%. Всего отобрано нефти за год 0,366 тыс. т, с начала разработки 3,181 тыс. т. По основному объекту разработки АС-9-11 извлечено нефти за 2009 год 7891,717 тыс. т, с начала разработки 189270,011 тыс. т - 81,8% от извлекаемых запасов, добыто жидкости 126895,903 тыс. т. В 2009 году введены в разработку 28 новых добывающих скважин добыча по которым составила 69,795 тыс. т нефти, средний дебит нефти одной новой скважины за год составил 18,9 т/сут при среднегодовой обводненности - 56,26%. Добыча нефти по месторождению сопровождается большими объемами попутно добываемой воды. Все скважины работают с водой, на 1.01.2009 года с обводненностью до 50% работает 127 скважин (3,8% действующего фонда), с обводненностью от 50% до 90% работают 553 скважины (16,6%). Более половины действующего фонда работает с обводненностью выше 90% (2652 скважины - 79,6%), из них 302 скважины работают с обводненностью более 98% (9.1%), добыча из них составляет 524.5 т/сут нефти и 35494.2 т/сут жидкости. В 2009 году составлены мероприятия по сокращению затрат на эксплуатацию высокообводненных, малодебитных скважин (протокол №2 от 15.04.2005 года ОАО «Сургутнефтегаз» и письмо №53-02-12-109 заместителя генерального директора ОАО «Сургутнефтегаз» по экономическим вопросам от 16.06.2009 года), согласно которым по состоянию на 1.01.2009 года 19 скважин переведены в консервацию, 20 - в контрольно-пьезометрический фонд, 2 переведены под нагнетание, 15 - в бездействующем фонде, 5 скважин вновь запущены в работу после проведения в них геолого-технических мероприятий. За год сокращение отбора жидкости по этим скважинам составило 963163м³.

Всего за отчетный год в контрольно-пьезометрический фонд переведены 42 высокообводненные скважины.

Распределение обводненности по площади показывает, что по объекту разработки АС9-11 по всем ДНС текущая обводненность составляет > 90%, за исключением ДНС-18, 19, обводненность > 94% отмечается как в районах с высокой степенью выработки запасов - ДНС-3, 4, 6 так и с низкой степенью выработки - ДНС-13, 14. Контроль за выработкой запасов проводится по районам ДНС. Наибольший объем накопленной добычи приходится на ДНС - 3, добыча с начала разработки составила 27634,713 тыс. т нефти, ДНС - 6 - 21416,419 тыс. т, ДНС - 4 - 18176,830 тыс. т, что соответственно составляет 14,3%, 11,3%, 9,6% от накопленной добычи по месторождению. Согласно анализу распределения текущих балансовых запасов нефти отмечается неравномерность выработки запасов нефти по ДНС, что в большой степени зависит от различия геологического строения (коллекторские свойства пласта и их неоднородность по площади и разрезу, степень контактности запасов нефти с газом и водой, расчлененность разреза). Наибольшая степень выработки наблюдается по ДНС-4, ДНС - 6, наименьшая - в районах ДНС-13, ДНС - 14. Основные текущие отборы нефти сосредоточены на ДНС -18 (9,6% годовой добычи по месторождению), ДНС - 17 (8,9%), ДНС - 6 (8,5%).

Анализ выработки запасов проводился по результатам геофизических исследований скважин: углерод-кислородным каротажем с определением коэффициентов текущей нефтенасыщенности и радиактивным методом НКТ-50 с определением коэффициентов текущей газонасыщенности.

2. Технологический раздел

2.1 Геолого-промысловый контроль за процессом разработки

Геолого-промысловый контроль разработки заключается в изучении и анализе процесса извлечения нефти из недр, выявлении факторов, влияющих на динамику добычи и обводнение залежи нефти, полноту выработки запасов и другие показатели, характеризующие процесс разработки в целом. Эффективность контроля разработки в значительной мере зависит от объема и регулярности проведения опытно-промышленных и промысловых исследований по выявлению влияния различных факторов на полноту извлечения из недр нефти. Сюда относятся изучение влияния плотности сетки скважин на темп отбора и нефтеотдачу, проведение глубинных исследований гидродинамическими методами, осуществление различных промысловых исследований (замеры дебита, приемистости, обводненности и т.д.), химические анализы нефти и воды, радиометрические исследования, определение особенностей выработки пластов с помощью расходомеров и дебитомеров и др. Большое значение имеет проведение промыслово-геофизических исследований, с помощью которых решаются различные технические (при нарушении обсадных колонн, для определения высоты подъема цемента, при наличии заколонного движения жидкости и т.п.) и геолого-промысловые задачи (особенно в отношении контроля за заводнением неоднородных и расчлененных пластов). Основой комплекса исследований заводнения пластов являются импульсные нейтронные методы, создание и внедрение которых резко улучшило контроль за процессом выработки продуктивных пластов. Широкое применение этих методов позволило установить важнейшие особенности заводнения пластов, способствовало созданию контроля за разработкой и обеспечило эффективность проведения работ по изоляции обводненных пластов. В обязательный комплекс промыслово-геофизических исследований Татарии введено опробование пластов на кабеле в скважинах, бурящихся для уплотнения ранее спроектированной сетки скважин, и на заводненных участках. При внедрении интенсивных систем разработки с применением очагового и различных видов площадного заводнения большое значение имеют методы контроля за разработкой с использованием меченых жидкостей (изотопов). Результаты проведенных работ свидетельствуют о широких возможностях этих методов при решении ряда задач нефтепромысловой геологии и контроле за разработкой. Эти методы позволяют оцепить степень гидродинамической связи между пластами эксплуатационного объекта, между нагнетательными и эксплуатационными скважинами, определить участки аномально высоких скоростей движения закачиваемой воды, установить эффективную мощность пласта, обнаружить застойные зоны и целики нефти в заводненных зонах, уточнить корреляцию пластов, оценить охват залежи заводнением. Таким образом, радиометрические и другие методы промыслово-геофизических исследований в комплексе с геолого-промысловыми данными дают возможность систематически следить за положением водонефтяного контакта и контуров нефтеносности, устанавливать направление и скорость движения жидкости в пласте, выявлять невырабатываемые пласты и участки залежи, обнаруживать оттоки нефти в законтурную часть залежи, определять ряд параметров, позволяющих оценивать заводненный объем залежи и коэффициент нефтеотдачи на разных стадиях разработки, а также решать различные задачи по техническому состоянию скважин и их обводнению.

нефтяной пласт месторождение залежь

2.2 Анализ динамики обводнения залежи

В условиях вытеснения нефти водой геологические условия залегания нефти и свойства ее оказывают значительное влияние на характер обводнения пласта. Обычно в залежах нефти наиболее проницаемые зоны и линзы пласта обводняются в первую очередь, а на слабопроницаемых участках наблюдается очень медленное продвижение воды. В залежах массивного типа, которые подстилаются подошвенной водой, создаются более благоприятные условия для постепенного подъема водонефтяного контакта, однако нередко с образованием конусов воды. Значительная неравномерность обводнения характерна для залежей с вязкой нефтью, а также для залежей неоднородных пластов. Динамика обводнения залежей с различным соотношением вязкостей нефти и воды в пластовых условиях весьма разнообразна. В залежах нефти с отношением вязкостей нефти и воды (м_о) не более 3-4 безводный период продолжительный и интенсивное обводнение обычно развивается со второй половины третьей стадии разработки. При м_о>4, как правило, наблюдаются краткий безводный период, быстрый рост обводнения уже на первой-второй стадиях разработки, продолжительный срок добычи нефти с обводненностью более 70-90%. При неоднородности пласта характер указанного обводнения усложняется. В этом случае к некоторому снижению обводненности продукции приводит применение более плотных сеток скважин. Особо неблагоприятные условия отмечаются для залежей с м_о>10: залежь быстро обводняется, содержание воды в продукции достигает 80-90%, скважины характеризуются длительным водным периодом эксплуатации. Следовательно, эксплуатация скважин до их полного обводнения (не менее 97-99% обводненности), особенно скважин, расположенных в зонах выклинивания и в зонах стягивания контура нефтеносности, является вполне рентабельной. О целесообразности длительной эксплуатации высокообводненных скважин свидетельствуют результаты анализа на ряде месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной области по скважинам с обводненностью более 80%. Установлено, что отбор нефти на одну скважину после обводнения более чем на 80% достигает 5-10% от суммарного отбора нефти за весь период работы скважины (а в отдельных случаях, например, на месторождении Вэлли в США, значительно больше). За период эксплуатации с обводненностью более 95% добывается 1,5% от суммарного отбора. Продолжительность эксплуатации скважин действующего фонда с обводненностью более 80% в среднем составляет 3,6-5,3 года. Весьма полезно проведение форсированной эксплуатации в обводненных скважинах. Практика проведения таких работ в Чечено-Ингушетии и Азербайджане показала увеличение нефтеотдачи в обводненных пластах с малой вязкостью нефти на 2-3 и даже 10-12%.

2.3 Методы определения водонефтяного контакта

Методы определения ВНК постоянно модернизируются и развиваются. Однако до сих пор нет универсального метода, дающего надежные результаты по определению ВНК в различных геолого-физических и технологических условиях разработки. В связи с этим при оценке текущего ВНК необходимо совместно использовать данные геофизических методов, промысловых и некоторых специальных видов исследования скважин, проводимых в комплексе с ними. Многочисленные методы определения ВНК, применяемые в настоящее время, можно условно объединить в несколько групп: гидродинамические, оптические, геологопромысловые, геофизические и методы, основанные на закачке в пласт-коллектор радиоактивных изотопов или жидкостей различного химического состава. Гидродинамический метод оценки текущей нефтенасыщенности и водонефтяного контакта предложен В.А. Сусловым. Он основан на сравнении гидропроводности пласта в одной и той же скважине, определенной до и после момента ее обводнения по данным метода восстановления давления. Данная методика находится в стадии теоретического и экспериментального обоснования. Проведенные промысловые исследования по скважинам пластов Кулешовского, Бавлинского и Арланского месторождений показали принципиальную возможность ее применения. Следует отметить, что наилучшие результаты получаются лишь при больших отношениях вязкостей нефти и воды.

Оптические методы контроля за перемещением нефти основаны на свойстве пластовых нефтей значительно изменять коэффициент светопоглощения в зависимости от расстояния до контакта нефть-вода. Параметр «К» может изменяться в 2,5-5 раз в пределах залежи, причем изменение наблюдается как на площади, так и по мощности продуктивного пласта.

Опыт применения фотоколориметрического метода на месторождениях Татарстана и Башкортостана показал, что величина «К» изменяется по мощности пласта, уменьшаясь с удалением от поверхности ВНК. Непосредственно на контакте нефти с водой «К» нефти резко возрастает и может достигать нескольких тысяч единиц против сотен в нефтяной части пласта. Это свойство нефтей, наряду с решением ряда промысловых задач, может быть использовано для определения перемещения ВНК. Однако точно оценить местоположение ВНК при существующей технологии проведения фотоколориметрии не представляется возможным.

Геологопромысловые методы оценки положения ВНК основаны на данных об обводненности продукции скважин, проницаемости пласта, вязкости нефти и эффективной мощности пласта. Погрешность в определении ВНК по данным обводненности продукции в скважине связана с неучетом влияния переходной зоны, анизотропии пласта по проницаемости, а также с погрешностями определения фазовой проницаемости при различной насыщенности коллекторов. Использование радиоактивных изотопов или жидкостей, отличных по химическому составу, для определения ВНК основано на различных величинах фазовой проницаемости пласта-коллектора в нефтяной и водяной его частях. Общим для всех модификаций этого метода является то, что в пласт закачивается жидкость определенного состава. Жидкость может обладать высокой (низкой) фазовой проницаемостью для нефтеносной части пласта и низкой (высокой) фазовой проницаемостью для обводненной части пласта. Радиоактивную смесь приготовляют с помощью специальных приборов - инжекторов и задавливают в пласт. При последующей эксплуатации скважин жидкость с радиоактивными изотопами быстро вымывается из той части пласта, в которой он обладает высокой фазовой проницаемостью. Сопоставление контрольного и повторного замеров гамма-активности против продуктивного пласта позволяет выявить нефтяную и обводняющуюся части пласта. Кроме радиоактивных индикаторов в настоящее время применяют также закачку в пласт жидкости, отличной от жидкости, насыщающей пласт, и определяют нефтяные и обводненные интервалы пласта по скорости расформирования зоны проникновения. Контроль за скоростью расформирования зоны проникновения осуществляется методами радиометрии.

Рассмотренные выше методы определения ВНК находятся в стадии развития, а исследования ими чаще всего носят эпизодический характер. В настоящее время наиболее распространены промыслово-геофизические методы оценки ВНК. Промыслово-геофизические методы оценки ВНК можно разделить на две группы: а) методы радиометрии; б) различные модификации метода сопротивлений. Методы радиометрии для определения ВНК стали применяться с 1955 г. Обобщение накопленного опыта показало, что положительные результаты можно получить при исследовании неперфорированной части эксплуатационного объекта. В настоящее время, применяются: стационарные методы радиометрии - нейтронный гамма-метод (НГМ) и нейтронный метод по тепловым нейтронам (ННМт), нестационарные - импульсный нейтрон - нейтронный метод (И ННМт) и импульсный нейтронный гамма метод (ИНГМ). При детальных исследованиях проводится разделение нефтеводоносных пластов методом наведенной активности НА (по Na, C1, О).Внедрение в промысловую практику импульсных методов позволило применять методы радиометрии для определения ВНК в пластах с меньшей минерализацией вод. Так, если НГМ и ННМт можно применять при минерализации пластовой воды больше 150 г/л NaCl, то импульсные методы - при 40-50 г./л NaCl. Теоретические основы применения методов радиометрии широко освещены в отечественной литературе. Наиболее эффективны для определения ВНК различные модификации метода сопротивлений. Во всех вновь пробуренных скважинах устанавливаются начальное или текущее положения ВНК методом электрометрии. Эти данные являются основными при определении начального ВНК в целом по залежи. Данные электрометрии позволяют оценить также текущую нефтенасыщенность продуктивного пласта. Однако после полного разбуривания залежи методы электрометрии проводятся только в специальных оценочных скважинах.

Среди методов, применяемых в производственных условиях для оценки ВНК и насыщенности коллекторов по величине их удельного сопротивления, сравнительно новым является индукционный. Принципиальное преимущество индукционного метода по сравнению со стандартной электрометрией состоит в том, что он позволяет исследовать сухие скважины или заполненные слабо проводящим промывочным раствором на нефтяной основе. Однако подобные условия на практике встречаются редко. Индукционный метод в основном применяется совместно с различными видами электрометрии, поскольку включение его в обязательный комплекс измерений позволяет повысить эффективность геофизических исследований и при измерениях в обычных скважинах, пробуренных на глинистом растворе, приготовленном на воде. По сравнению с существующими методами стандартной электрометрии индукционный метод обладает рядом преимуществ, реализация которых позволяет получать дополнительную информацию о разрезах скважин.

Индукционный метод наиболее эффективен для исследования сравнительно низкоомных разрезов при отсутствии проникновения или при повышающем проникновении в интервале коллекторов. Регистрация диаграмм в линейном масштабе проводимости позволяет получать шкалу сопротивлений, растянутую в интервале низких значений. Индукционный метод позволяет значительно повысить точность определения удельного сопротивления низкоомных коллекторов-водонасыщенных и обводненных песчаников.

При разработке нефтяных месторождений с заводнением коллекторов пресными водами часто невозможно разделить по удельному сопротивлению нефтяные пропластки и пропластки, обводненные закачиваемой водой. В этом случае положительные результаты получены при совместном применении электрометрии и волнового диэлектрического метода (разновидность индукционного метода). Пропластки, обводненные пресной водой, и нефтеносные разделяют по различию диэлектрической проницаемости е, которая составляет для нефти 5-10, для воды 14-20 отн. ед.

2.4 Виды контактов

Положение водонефтяных и газоводяных контактов залежей, находящихся на стадии разведки, т.е. в положении гидродинамического равновесия, обычно принимается в первом приближении за горизонтальную плоскость. Тщательное изучение закономерностей в положении контактов позволяет в дальнейшем правильно оценить величину запасов, а в некоторых случаях и наметить принципы разработки. Детальное изучение контактов, особенно на крупных месторождениях показывает наличие закономерного смещения (наклона) плоскости ВНК, связанного с региональной гидродинамической характеристикой района. Наличие различных отметок контактов в достаточно однородной толще может свидетельствовать о том, что мы имеем дело с различными залежами при отсутствии гидродинамической связи.

Наличие одинаковых отметок контактов в пластах, кажущихся совершенно самостоятельными залежами, может свидетельствовать о наличии гидродинамической связи между ними. Ярким примером являются пласты Туймазинского месторождения. Каждый из них представляет собой громадный объект разработки, но отметки ВНК у них одинаковы - 1470 м. Таким образом, оба этих пласта являются частью одной залежи, а сами пласты гидродинамически связаны. Гидродинамическая связь между пластами была обнаружена в процессе эксплуатации, что привело к коренному изменению системы разработки и внедрению внутриконтурного заводнения.

Наряду с региональными закономерностями различные отметки контактов могут быть вызваны также локальными факторами, связанными с особенностями строения пласта-коллектора и наличием так называемой «переходной зоны». Определение гипсометрического положения контактов залежи в сопоставлении со структурными картами по кровле и подошве этой же залежи продуктивного пласта позволяет установить положение внешнего и внутреннего контуров нефтеносности. Для изучения строения поверхности ВНК, а также для построения карт эффективной нефтенасыщенной мощности рекомендуется строить карты изогипс поверхности ВНК.

2.5 Изучение положения ВНК в залежах с подошвенной водой

В пределах залежей насыщающие продуктивный пласт газ, нефть и вода располагаются по высоте в соответствии с действием гравитационных и молекулярно-поверхностных сил. В результате действия гравитационных сил верхнюю часть залежи заполняет газ, имеющий минимальную плотность, ниже располагается нефть, а ещё ниже вода. Однако молекулярно-поверхностные силы препятствуют гравитационному распределению газа и жидкостей в пористой среде. Это проявляется в том, что в продуктивных пластах содержится определённое количество остаточной воды, а так же в сложном распределении по разрезу газа, нефти и воды при контактных зонах пласта. На границе воды с нефтью вода, а на границе нефти с газом нефть под действием капиллярного давления в части капилляров поднимаются выше уровня, соответствующего уровню гравитационного распределения. В результате чёткие границы между газо-, нефте- и водонасыщенными частями пласта часто не образуются, и имеются так называемые переходные зоны. В пределах переходной зоны содержание нефти (газа) возрастает снизу вверх от нуля до предельного насыщения.

Толщина переходных зон на контакте нефть - вода в разных залежах меняется от нескольких сантиметров до десятков метров. Так, в верхнемеловых залежах Северного Кавказа на Эльдаровском, Брангуском, Малгобек - Вознесенском и других месторождениях, где нефтеностность связана с трещиноватыми известняками плотность нефти мала, толщина переходной зоны не превышают нескольких сантиметров, а в Заподной Сибири в залежах нефти, приуроченных к полимиктовым коллекторам, она достигает 12-15 см.

В настоящее время нет единого подхода к выбору поверхности, принимаемой за ВНК. В одних случаях ВНК принимают уровень IV. Так проводят ВНК при изучении формы залежей нефти в кварцевых коллекторах Урало - Поволжья, где толщина переходной зоны 5 - 8 см. Расстояние между IV уровнем и подошвой переходной зоны здесь равно 1 - 1,4 м. Поэтому количество подвижной нефти ниже уровня IV невелико и его не учитывают в запасах.

В других случаях за ВНК принимают уровень III. Так проводят ВНК по залежам в полимиктовых коллекторах нефтяных месторождений Западной Сибири, где толщина переходной зоны достигает 10 - 15 м. и более. Здесь толщина слоя между III и IV уровнем иногда 6 - 10 м. и количество подвижной нефти в нём столь значительна, что принебрегать им нельзя.

Таким образом, на практике в качестве поверхности ВНК принимается одна из рассмотренных граничных поверхностей переходной зоны. Эту поверхность выбирают исходя из толщины переходной зоны в целом и отдельных её частей. Информацией о положении ВНК, ГНК, ГВК в каждой отдельной скважине служат данные керна, промысловой геофизики и опробования.

Основную информацию о положении контактов получают методом промысловой геофизики. Нижняя граница переходной зоны обычно чётко фиксируется резким скачко-образным уменьшением величины р_г на диаграммах электрометрии и снижение показаний нейтронного грамма - метода.

Таким образом, в случаях, когда толщина переходной зоны невелика (до 2 м.) и в качестве ВНК принимают её нижную границу, задача является наиболее простой. ГВК также чётко фиксируется на диаграммах электрометрии. ГНК и ГВК уверенно выделяются на диаграммах НГК по резкому возрастанию интенсивности нейтронного грамма - излучения. При большой толщине переходной зоны нахождение положения ВНК по данным ГИС осложняется, поскольку необходимо определять положение нижней и верхней границ переходной зоны и собственно ВНК. Верхняя граница переходной зоны проводится на диаграммах электрометрии (градиент - зонда) по максимуму КС. Выделение по данным электрометрии граничных поверхностей с фазовой проницаемостью для каждой фазы (нефти и воды), равной нулю, осуществляется путём установления соответствующих им критических значений Сопротивления Р_ккр. Значение Р_ккр зависит от свойств коллектора, в частности от его пористости, и для каждой залежи обосновывается исходя из результатов интервального опробования водонефтяной зоны в скважинах с высоким качеством цементирования.

Поверхности ВНК, ГНК и ГВН могут представлять собой плоскости, горизонтальные или наклонные, но могут иметь и более сложную форму, находясь на отдельных участках залежах выше или ниже среднего положения. Форма контакта зависит от величины напора и направления движения пластовых вод, неоднородности продуктивных пластов и других факторов.

По залежам в малоактивных водонапорных системах, приуроченным к относительно однородным пластам, поверхности ГВК, ГНК и ВНК обычно представляют собой горизонтальную плоскость. Поверхность контакта в пределах залежи считается горизонтальной, если разность абсолютных отметок её в отдельных точках (скважинах) не больше удвоенной средней квадратической погрешности определения. Для глубин залежей до 2000 метров эта погрешность в среднем составляет 2,0 метров.

При значительном напоре подземных вод поверхность контакта может быть в сторону области разгрузки. Наклон может достигать 5 - 10 метров и более на крупных залежах с обширными водонефтяными зонами.

При значительной лотологической изменчивости продуктивных пластов на участках с ухудшенной коллекторной характеристикой в результате повышенного действия каппилярных сил ВНК часто находится несколько выше. В результате поверхность ВНК приобретает усложненную форму.

При наклонном положении или сложной форме контакта для его пространственного изображения строят карту поверхности контакта в изолинях. Для этого используют принятые по комплексу всех данных отметки контакта по каждой скважине. Значение абсолютных отметок контакта в каждой скважине наносят на план расположения скважин и путём линейной интерпретации определяют положение изогипс поверхности контакта.

Применительно к каждому контакту различают внешний и внутренний контуры. Внешний контур - линия пересечения контакта с верхней поверхностью пласта, внутренний - с нижней поверхностью. Во внутреннем контуре ноходится чисто нефтяная (газовая) часть пласта. Внешний контур является границей залежи.

В процессе добычи нефти обычно происходит продвижение контуров нефтеносности. Одной из задач рациональной разработки является обеспечение равномерного продвижения этих контуров. При неравномерном продвижении контуров нефтеносности образуются языки обводнения, что может привести к появлению разрозненных целиков нефти, захваченных водой. Неравномерное продвижение контуров нефтеносности зависит от неоднородности пласта (особенно по его проницаемости), отбора жидкости из пласта без учёта этой неоднородности и т.д.