Контроль и регулирование разработки нефтяных месторождений

Геолого-техническая  характеристика указанных скважин представлена в таблице 3 и 4.

 

Таблица 3

 

№ сква-жины	Пласт	Вскрытая мощность по РГД, м	Работающая мощность по РГД, м	Проницаемость пласта по данным исследов., мкм2	Гидропроводность пласта, (мкм2·м/мПа·с)	Приемистость, м3/сут
762	С12/1	2,2	2,0	0,183	40,3	200

 

 

 Таблица 4

 

№ сква-жины	Пласт	Вскрытая мощность, м	Дебит жидкости, м3/сут	Обводнен-ность, %	Опреснение добываемой воды, %	Расстояние от нагнетательной до нефтяной скважины, м
738 757 704 502 767 705 766 763	С12h С12h C12h C12h C12h+C1tur Д3fam C1tur C1tur	2,6 3,5 4 3 8 4 7 7	7,5 8,7 17,0 11,0 2,3 5,6 2,8 6,7	45 80 75 49 - 5 100 3	77 96 95 81 - 15 16 70	675 400 537 412 725 425 425 750

 

 

 

 

Рисунок 6 – Схема обвязки для закачки роданистого аммония в скважину.

 

Для закачки использовался  заливочный агрегат типа ЦА-320.

Ниже приводится технология закачки водного раствора роданистого  аммония.

Агрегат ЦА-320 подключают к устью нагнетательной скважины (см. рис. 6). В емкость агрегата загружают роданистый аммоний, закрывают устьевые задвижки 2 и 3 и через открытую задвижку 4 набирают в емкость необходимое количество закачиваемой воды, размешивают до полного растворения в ней индикатора. После чего открывают задвижку 3 и скважину 5 пускают под закачку.

Раствор в емкости  готовится из расчета получения  исходной концентрации 0,15 % при оптимальных  условиях работы агрегата.

Всего в скважину закачали 150 кг роданистого аммония и 100 м³ воды. Время появления “меченой” жидкости в нефтяных скважинах определяли ежедневно в течение месяца и в неделю один раз в последующие два месяца.

Наличие роданистого  аммония в пробе определялось методом качественной оценки, которая  производилась следующим образом: отобранная с устья проба подкислялась 1 %-ным раствором соляной кислоты, из расчета 2 мл на 100 мл пробы и отфильтровывалась от нефти через бумажный фильтр. К отфильтрованной пробе добавляли 2 мл (на 100 мл воды) 5%-ного раствора хлористого железа. Появление ярко-красного цвета (при содержании около 15 мг/л) свидетельствует о наличии роданистого аммония /5/.  В данном случае, из-за отсутствия необходимости, количественная оценка не производилась, а определялось лишь наличие роданистого аммония. Результаты промысловых исследований приведены в таблице 5.

 

Таблица 5

 

№ сква-жины	Пласт	Вскрытая мощность, м	Дата закачки в нагнетательную скважину роданистого аммония	Дата появления роданистого  в нефтяных скважинах	Линейная скорость движения закачиваемой воды, м/сут
704 502 757 738 767 705 766 763	С12h С12h С12h С12h С12h+C1tur Д3bam C1tur C1tur	4 3 3,5 2,6 8 4 7 7	- - - 23. VI. 1972 - - - -	31. V. 1972 1. VI. 1972 31. V. 1972 1. VI. 1972 - - - -	59,7 41,2 33,3 67,5 - - - -

  

Роданистый аммоний обнаружен только в тех скважинах, которые эксплуатируют пласт С₁^2h. /6/.

Из результатов проведенного промыслового опыта можно сделать  следующие выводы:

1. Для определения линейной скорости движения закачиваемой жидкости по пласту на Стахановской площади Серафимовского месторождения может быть успешно использован роданистый аммоний.

2. Установлено, что  на данном участке закачиваемая  вода движется только по терригенной  толще нижнего карбона (С₁^2h), не уходя в другие близлежащие пласты турнея (С₁^tur) и девона (Д₃^bam).

 

5 ПРОМЫСЛОВЫЙ ОПЫТ ИСПЫТАНИЯ РОДАНИСТОГО АММОНИЯ НА ДРУЖНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

 

Для выявления отличительной  особенности геологического строения пласта  1БС-10 Дружного месторождения (ААОТ “ЛУКойл-Когалымнефтегаз”) и ряда других месторождений региона, в значительной степени определяющей эффективность заводнения, является наличие каналов низкого фильтрационного сопротивления, связанных с тектоническими нарушениями. Их наличие достаточно достоверно подтверждено исследованиями данных по закачке искусственного индикатора – роданистого аммония в нагнетательные скважины 201, 2185, 2186 пласта 1БС-10, выполненными в 1994 г. специалистами НижневартовскНИПИнефти. В результате интерпретации полученных материалов установлено их проявление в течение 8 – 76 часов в 32 из 111 находившихся под наблюдением скважин. Подавляющее большинство скважин, в которых индикатор проявился в течение 12 часов после закачки, вплотную примыкают к каналам низкого фильтрационного сопротивления. Расчетами установлено, что скорость продвижения закачиваемой воды по ним превышает скорость фильтрации ее в поровом коллекторе терригенного типа в 100-600 раз.

Повторные индикаторные исследования, выполненные по результатам  закачки трассеров через скв. 201 и 2186 после обработки участков с применением волокнисто-дисперсной системы (ВДС), выявили существенные изменения в геометрии и скорости их движения по пласту. ВДС использовалась, для исследования по повышению нефтеотдачи и изоляции притока воды. Примечательно, что в идентичных первоначальным условиям наблюдениях (до обработки с применением ВДС) индикатор появился лишь в 18 скважинах. При этом в четырех скважинах индикатор обнаружен только при повторных закачках. Эти исследования доказали высокую способность ВДС перераспределять фильтрационные потоки в каналах низкого фильтрационного сопротивления. Объем этих каналов низкого фильтрационного сопротивления, по которым непроизвольно фильтруется значительная часть нагнетаемой воды, после применения ВДС снизилась в 1,9 раз, а проницаемость до 50 % /7/.

6 ОБОБЩЕННЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ИНДИКАТОРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ФИЛЬТРАЦИИ НАГНЕТАЕМОЙ ВОДЫ В НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ПЛАСТАХ

 

Скорость вытеснения нефти нагнетаемой воды – один из основных показателей процесса заводнения нефтяных залежей, определяющий сроки  извлечения запасов нефти и газа, обводнение скважин и при определенных условиях нефтеотдачу пластов. Достоверное определение скорости расчетным путем или по материалам лабораторных работ зачастую затруднительно. Наиболее точные данные дают промысловые исследования с индикаторами.

Анализ имеющихся данных (таблица 6) показывает, что скорость перемещения нагнетаемой воды в пластах достигает весьма больших величин, исчисляемых сотнями метров за сутки. Значения скорости более 100 м/сут зафиксированы на многих исследованных с применением индикаторов площадях Ставропольского края, Пермской и Мангышлакской областей, Татарии, Башкирии и Белоруссии. Наибольшая величина, равная 10,2-10,6 км/сут, установлена на Осташковичском (БССР) и ранее на Дерюжевском (Куйбышевская область) месторождениях.

Аномально быстрое поступление  индикатора в добывающие скважины, как правило, характеризует преждевременные  прорывы отдельных частей фронта вытеснения нефти водой. Диапазон изменения  максимальной скорости опережающего перемещения  нагнетаемой воды в различных направлениях от одной и той же нагнетательной скважины в большинстве случаев весьма широкий: по Ачакулакскому месторождению 13,8-231,0 м/сут, Осташковскому 396,5-10200,0 м/сут, Старогрозненскому 14,3-73,3 м/сут, Ромашкинскому (Восточно-Линенагорская площадь) 158,0-480,0 м/сут, Осинскому 144,0-900,0 м/сут /2/.

Время движения первых порций меченой воды в пластах не согласуется  с такими параметрами, как режимы работы добывающих и нагнетательных скважин и расстояние между ними, обводненность  извлекаемой нефти. Оно для подавляющего большинства исследованных отечественных месторождений было гораздо менее продолжительным, чем ожидалось. Наблюдается различие между фактическими и расчетными величинами. Весьма большие расхождения отмечаются при сопоставлении вычисленных (по усредненным геолого-промысловым данным) и фактических значений времени первых поступлений индикатора, меньшие – при рассмотрении времени перемещения основных объемов меченой воды. Во всех случаях для трещиноватых отложений различия более существенны, чем для пористых пластов, очевидно, из-за достоверного определения толщины пласта фильтрующей жидкостью.

Интенсивное перемещение  меченой воды по исследованным залежам  связано со строением пластов, в  частности с наличием высокопроницаемых путей движения жидкости. Первые прорывы индикатора в добывающие скважины показывают, что по каждому фильтрационному каналу, как правило, перемещается небольшой объем жидкости, составляющий от десятитысячных долей до 1 % нагнетаемой воды в соответствующую скважину, через которую введен в пласт индикатор. На эффективность заводнения фильтрационные пути опережающего движения могут влиять только в сумме.

Важнейшей фильтрационной характеристикой процесса заводнения является скорость движения фронта воды, вытесняющего основные извлекаемые запасы нефти. Фронтальная скорость значительно ниже, чем у первых поступающих в добывающие скважины порций индикатора, и составляет 0,3-5,2 м/сут. В диапазоне 0,6-2,8 м/сут находятся значения, полученные по Арланскому и Ромашкинскому (Холмовская площадь) месторождениям (см. табл. 6). 

Максимальная и фронтальная  скорости образуют спектр, в пределах которого заключаются скорости опережающего перемещения нагнетаемой воды из-за неоднородности пласта. Как правило, он весьма широк. В частности, по Холмовской площади он составляет 0,6-300 м/сут.

По отдельным залежам  получены графики изменения концентрации в выходящем из пласта потока в  виде отдельных пиков. Анализ показал, что они характерны для коллекторов  с резкой неоднородностью, когда фронт вытеснения нефти водой как таковой вообще не формируется.

Как видно из таблицы 6, индикаторные исследования выполнены на коллекторах различного типа (поровых, трещинных). По полученным данным не наблюдается количественной зависимости скорости вытеснения нефти водой от типа коллектора. Считается, что аномально высокие скорости перемещения меченой воды в естественных пластах связаны с трещиноватостью отложений. Однако в чисто трещинных коллекторах верхнемеловых залежей Брагунского и Октябрьского месторождений Чечено-Ингушской АССР потребовалось 1-4 года, чтобы индикатор прошел путь 1,1-6,0 км, а, например, в поровом коллекторе месторождения Колодезное, где возможны единичные трещины, - всего 42-545 сут. при расстоянии 0,8-2,8 км. Очевидно, чем меньше трещин в пласте и чем четкую направленность они имеют, тем благоприятнее условия для быстрых прорывов нагнетаемой воды в добывающие скважины. Факт аномального прорыва индикатора в добывающие скважины следует рассматривать как один из показателей возможного движения нагнетаемой воды по пустотам вторичного происхождения. Для однозначного решения вопроса о трещиноватости пласта требуется совместный анализ результатов применения меченой жидкости или газа, изучения керновых материалов и обнажений горных пород, данных геофизических и гидродинамических исследований скважин /2/.

Опреснение добываемых вод широко используется в нефтепромысловой практике в качестве критерия для  установления времени подхода к  добывающей скважине вытесняющего агента. Скорость перемещения ВНК и фронта нагнетаемого агента по данным обводнения скважин и химического анализа добываемых вод, как  правило, оценивается не выше 1-2 м/сут. Скорость перемещения основных объемов меченой жидкости близка к этому диапазону, а скорость максимального перемещения индикатора резко отличается, что свидетельствует о более высокой чувствительности индикаторного метода.