Контроль и регулирование разработки нефтяных месторождений

Фильтрационные исследования с применением индикаторов способны охарактеризовать пласт и перемещение  жидкости не только в окрестности забоев скважин, но и на обширных площадях между ними.

 

2.2 Индикаторы для жидкости

 

При выборе радиоактивных  индикаторов для проведения исследований учитываются специфика и условия работы. В одних условиях, особенно при изучении физико-химических процессов, прежде всего обращается внимание на близость свойств объекта изучения и радиоактивного изотопа. При прослеживании за движением, например вод в руслах рек или трубопроводах, индикатор служит только для указания местонахождения меченой жидкости. При этом можно использовать вещество с любым изотопом, растворимым в воде.

Жидкость в пластах движется с небольшой скоростью по мельчайшим каналам, образованным системами пор  или трещин, контактируя с огромной площадью поверхности породы. Горная порода имеет минералогический состав и часто содержит элементы, способствующие задержке индикатора. Давление и температура в глубоко залегающих нефтяных горизонтах высокие. Насыщены они разнообразными флюидами, причем пластовые воды обычно высокоминерализованные. Все это предъявляет к индикаторам определенные специфические требования. Вещество, используемое для изучения движения жидкости в нефтяном пласте, должно обладать следующими признаками /1/ :

1. Иметь химические соединения, хорошо растворимые в прослеживаемой  жидкости и нерастворимые в  других флюидах, насыщающих пласт.

2. Сохранять свои физико-химические  свойства в пластовых условиях. Радиоактивные индикаторы, кроме  того, должны обладать приемлемой продолжительностью распада, обеспечивающей выполнение всего комплекса работ в требуемом объекте.

3. Не содержаться в пластовых  жидкостях.

4. Не нарушать своим присутствием  естественного потока. Строго следовать  вместе с гидродинамическим носителем.

5. С высокой точностью и быстротой  фиксироваться в широком диапазоне  изменения концентрации, начиная  с незначительной. Регистрация должна  производиться непрерывно и автоматически  непосредственно в стволе или  на устье скважины.

6. Не представлять опасности  для персонала, проводящего исследования. Также безопасной должна быть и жидкость, извлекаемая из пласта. Не заражать местности и водоемов, в которые сбрасываются промысловые сточные воды.

7. Быть простым в обращении,  доступным для широкого применения  и дешевым.

На данный момент нельзя назвать  химический элемент, отвечающий всем требованиям, предъявляемым к идеальному индикатору. Приходиться использовать вещества, которые отвечают хотя бы основным перечисленным требованиям.    

 

2.3 Лабораторные методы оценки индикаторов

 

Используются два лабораторных метода оценки пригодности индикатора – динамический и статический /1/.

Динамический метод. Через предварительно насыщенные жидкостью керны или искусственно созданные среды пропускаются с определенной скоростью порции исследуемых соединений. Схема установки представлена на рисунке 1.

 

             

 

1-емкость для индикатора и  вытесняющей жидкости; 2-насос; 3 и  6-манометры; 4-расходомер; 5-модель пласта; 7-распределительное устройство; 8-соедтнительные трубки.

 

Рисунок 1 – Схема установки для оценки индикаторов динамическим методом.

 

Основными критериями, по которым  судят о пригодности индикатора, являются степень поглощения химического  соединения горной породой и отставание его от потока жидкости. Сопоставляется общее количество закаченного и вышедшего из модели пласта индикатора, исходная его концентрация на входе и максимальная концентрация на выходе, эффективный объем фильтрующей среды и объем жидкости вытесненной фронтом меченного раствора.

Для сравнения иногда параллельно  проводят опыты с апробированными, хорошо зарекомендовавшими себя индикаторами (стабильный хлор, окись трития). Практикуются также исследования с использованием ненасыщенных жидкостью пористых сред, что исключает разбавление индикатора.

Статический метод отличается простотой. Составляется смесь раздробленной горной породы с меченой жидкостью и исследуется изменение в ней со временем удельного содержания индикатора. Условия этих испытаний далеки от реальных пластовых условый.

Получение материалы следует использовать для предварительной оценки индикатора перед проведением более трудоемких лабораторных работ динамическим методом.

 

2.4 Результаты опробования индикаторов

 

В качестве стабильных индикаторов  в полевых и лабораторных условиях использовались: отдельные химические элементы и их соли – йод, бор, магний литий, калий, хлориды, бромиды, нитраты, тиоцинаты, и др.; стабильный изотоп водорода – дейтерий; красители – флуоресцеин, эозин, эритрозин, конго красный, метилен голубой, анилин голубой и др.; пищевые продукты и отходы (твердые индикаторы) – мука, сахар, крахмал, глюкоза, овсяные отбросы, отруби и др.

Химические индикаторы и красители  хорошо растворяются в воде и безопасны  в обращении. К сожалению, большая  часть из них адсорбируется горными породами.

Значительная минерализация вод  нефтяных месторождений и их естественная окраска заставляют вводить в  пласт высококонцентрированные  растворы меченой жидкости, что может  привести к получению искаженных данных и отрицательно сказаться на экономической стороне исследований. Например, при проведении работ с хлористым натрием требуется закачивать в скважины по нескольку тонн соли.

Практика показала, что каждый из апробированных красителей приемлем только для определенного типа вод (флуоресцеин – для щелочных, анилин голубой – для кислых и т.д.). Большинство из них теряют интенсивность окраски, вступают в химические взаимодействия с органическим веществом и солями, содержащимися в пласте.

Наконец, самое существенное –  это то, что точность и чувствительность методов количественного определения содержания стабильных индикаторов в пластовых жидкостях гораздо ниже по сравнению с радиоактивными изотопами.

Применявшиеся твердые индикаторы задерживаются даже породой, перебитой  крупными трещинами. Некоторые из твердых индикаторов могут уничтожаться микроорганизмами.

Вследствие этих недостатков широкого применения в нефтепромысловой практике стабильные индикаторы пока не нашли. Известны одиночные опыты, причем более  детальные с флуоресценеином, литием и бромом. Полученные материалы противоречивы и не позволяют точно и окончательно определить степень их пригодности.

Следует, однако, заметить, что биологическая  безопасность стабильных индикаторов  весьма выгодно отличает их от радиоактивных. Поэтому целесообразно продолжать изыскания новых эффективных индикаторов из числа устойчивых элементов и их соединений, тем более, что измерительная техника из года в год совершенствуется.

В различных странах в разное время испытывались более 20 радиоактивных изотопов. В процессе лабораторных работ по 20-250 см³ меченой жидкости прокачивалось со скоростью 0,3 – 115 м/сут через “чистые” и глинистые песчаники, известняки и кварцевые пески. По физическим параметрам исследуемые среды достаточно точно имитировали естественные горные породы, слагающие нефтяные пласты: пористость их составляла 10-40,4 %, проницаемость 0,12-15 д.

 

2.5 Определение скорости и направления фильтрационного потока

 

В результате исследований способами  контрольных скважин и мечения  нагнетаемой воды в конечном счете получают данные о времени движения радиоактивной жидкости между точками закачки о отбора и графики изменения радиоактивности добываемой жидкости. Среднюю скорость движения жидкости в пласте можно рассчитать по формуле:

                                                           (1)

где L-длина пути, пройденного индикатором; t-время его движения в пласте.

Прорыв радиоактивной жидкости в первую очередь должен происходить  по кратчайшему пути – главной  линии тока. Величина L обычно принимается равной расстоянию между забоями скважин, следующими для закачки и отбора индикатора. Схема оборудования устья скважины для глубинных измерений изображена на рисунке 2.

Время движения берется по графику  изменения радиоактивности. Отсчет ведется от начала исследования до момента получения максимального значения радиоактивности той порции (или оторочки) меченой жидкости, скорость которой определяется.

Имея значения и пористости изучаемого пласта, можно вычислить скорость фильтрации жидкости:

                                                           (2)

По тому, в каких скважинах  объекта исследования появилось  радиоактивное вещество, делается заключение о направлении потока в пласте. Конечно, необходимо быть уверенным в том, что отсутствие индикатора в жидкости, извлекаемой из той или иной скважины, не является результатом преждевременного прекращения работ или значительного разбавления меченого раствора. Количественное распределение потока между скважинами и пластами можно определить, исходя из распределений общей введенной радиоактивности:

                                                (3)

где α_i – доля потока (в %), приходящаяся на i-ую эксплуатационную скважину; Р_i-общая радиоактивность извлеченной из скважины жидкости; Р_в- введенная в пласт радиоактивность; t_i – продолжительность добычи скважиной меченой жидкости; λ – постоянная распада изотопа.

 

 

 

1 – лубрикатор; 2 – манометр; 3 – ролики; 4 – проволока; 5 – лебедка;

6 – глубинный прибор.

 

Рисунок 2 – Схема оборудования устья скважины для глубинных  измерений /3,4/.

 

 

Общая радиоактивность

                                                      (4)

где S_п – удельная радиоактивность выходящего из пласта потока.

Произведение S_пt – площадь между кривой изменения радиоактивности и осью абсцисс (осью t). Вычислять величину этого произведения удобнее всего графически.

При расчет распределения фильтрационного потока производится по формуле:

                                                     (5)

где n – число эксплуатационных скважин объекта исследования.

Формулы (3) и (5) обеспечивают получение  удовлетворительных результатов только тогда, когда исследования продолжаются до полного исчезновения индикатора во всех скважинах.

Предположим, что  при использовании способа наблюдения за изменением радиоактивности в стволе скважины в рабочую камеру за время dt поступает количество dω пластовой жидкости (свободный газ отсутствует), которая смешивается  с находящимся в ней радиоактивным раствором. Вследствие неразрывности потока такое же количество выйдет из нее. Уравнение, характеризующее уменьшение радиоактивности на забое скважины, имеет вид:

                  (6)

где V_к – объем рабочей камеры; I – удельная радиоактивность меченного раствора в момент времени t; q(t) – расход жидкости в близи забоя скважины; β(t) – доля компонента в общем фильтрационном потоке, нерастворимого с радиоактивным раствором; для однофазной жидкости β(t)=0.

Из формулы (6) после разделения переменных и интегрирования получим:

                               (7)

где I₀ – начальная удельная радиоактивность закачанного в скважину радиоактивного раствора.

Для определения величины q(t) весь промежуток исследования необходимо разбить на небольшие интервалы времени. Вычислив для каждого из них левую часть равенства (7), получим значения компонента потока, растворимого с радиоактивным раствором. Общее количество жидкости, прошедшее через скважину за время ∆t, будет равно:

                               (8)

Скорость движения жидкости в призабойной  зоне

                                              (9)

где d_н – диаметр скважины; b – длина рабочей камеры.

При постоянных параметрах фильтрационного  потока величины q и υ определяются по формулам (8) и (9) для всего периода работ (∆t=t).

Полученный исходный материал можно  также обработать графоаналитическим способом. Кривая изменения радиоактивности в рабочей камере (рисунок 3 а) перестраивается в координатах t, (рисунок 3 б).

 

а- в рабочей камере ствола скважины; б- кривая перестроенная для обработки  графоаналитическим способом и результаты ее интерпретации (q).  

 

Рисунок 3 – Изменение удельной радиоактивности жидкости.

Периоды времени, когда q, υ и β постоянны, на графиках выражаются прямыми линиями (см. рис. 3), для которых

                                                    (10)

                                           (11)

где α – величина , определенная по перестроенному графику.

При использовании меченой нефти  величина β(t) характеризует водную часть потока, а при использовании меченой воды – нефтяную часть.

                                                 (12)

                                                  (13)

где q_н и q_в – соответственно расход нефти и воды фильтрационного потока.

Значения β(t) можно определить по данным анализов забойных проб жидкости. Отбор их желательно производить непосредственно у стенки скважины, например малогабаритным испытателем пластов. В принципе при проведении исследований, включающих одним из основных вопросов количественное определение составляющих потока, можно обойтись и без глубинных образцов жидкости. При этом возможны следующие варианты выполнения работы.