Геолого-промысловый контроль и основы регулирования разработки месторождений нефти
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
?енсивность выработки пластов будет весьма различной. В таком случае о степени выработки отдельных пластов лучше всего судить по характеру приемистости воды в перфорированных интервалах пластов нагнетательных скважин. Для этого в закачиваемую воду добавляют радиоактивные изотопы, часть которых адсорбируется в призабойной зоне скважин против пластов, принимающих воду. Снятие кривой гамма-методом до и после закачки изотопов позволяет проследить пути движения нагнетаемой в скважину воды и определить пласты, принимающие воду. Из рис. 2 видно, что в скважине перфорированы четыре пласта, имеющие сходные коллекторские свойства. Между тем, судя по диаграмме, воду принимают только два - верхний и нижний. В то же время вследствие некачественного цементирования в этой скважине воду принимают также два нижних, неперфорированных пласта. Недостатком метода радиоактивных изотопов при определении поглощающих пластов является то, что он дает лишь качественную характеристику и не позволяет получить количественную оценку приемистости пластов.
Рис. 2. Результаты исследования нагнетательной скважины радиоактивными изотопами. Пласты: 1 - работающие, 2 - не работающие
Для количественной оценки приемистости пластов используют глубинные дебитомеры и расходомеры. С помощью глубинных дебитомеров и расходомеров определяют количество воды, поступающей в каждый перфорированный пласт в нагнетательной скважине, и количество жидкости, которое отдает каждый перфорированный пласт в эксплуатационной скважине.
На рис. 3 показан профиль приемистости нагнетательной скважины, по которому можно сделать вывод о том, что нижние пласты не принимают воду.
Рис. 3. Профиль приемистости нагнетательной скважины по данным исследования дистанционным дебитомером РГД-1-М
Недостатком расходомеров и дебитомеров является то, что они показывают не столько работу пластов, сколько работу перфорированной части колонны, т. е. фильтра скважины. Следовательно, полученные данные отражают техническое состояние скважины против исследуемого участка пласта.
Таким образом, данные глубинных дебитомеров-расходомеров для контроля за выработкой продуктивных пластов могут быть надежно использованы лишь в комплексе с другими исследованиями-радиометрией, термометрией и фотоколориметрией нефти. В связи с этим при контроле за работой пластов в эксплуатационных и особенно в нагнетательных скважинах с успехом применяется метод термометрии. Он основан на различной степени охлаждения или прогрева контактирующих со стенками скважин проницаемых пород в результате закачки в пласты поверхностной холодной воды или притока по пласту к забоям скважин горячей пластовой жидкости.
На термограмме рис. 4 видно, что из трех перфорированных пластов воду принимает только один средний.
Рис. 4. Термограмма нагнетательной скважины
Для характеристики работающих и неработающих пластов иногда используют метод фотоколориметрии. И. Ф. Глумов предложил использовать для целей контроля разработки коэффициент светопоглощения нефти (Ксп). Этот коэффициент характеризует наличие в нефти окрашенных веществ (смол и асфальтенов). Его определение производится весьма быстро и точно путем исследования небольшой по объему пробы нефти (несколько кубических сантиметров), отобранной на устье скважины, в лабораторных условиях при помощи фотоэлектро-колориметра типа ФЭК-М.
Величина Ксп нефти в определенной точке пласта в первую очередь зависит от ее расстояния до ВНК. Чем гипсометрически более высокое положение занимает пласт на структуре, тем светлее содержащаяся в нем нефть. Поэтому каждый пласт в разрезе скважины имеет свою величину Ксп, которая уменьшается в направлении снизу вверх от пласта к пласту. Так, в пределах внутреннего контура нефтеносности горизонта Д1 Ромашкинского месторождения Ксп нефти верхних пластов примерно 200-350 единиц, средних пластов - 350-450, а нижних- более 450 единиц.
В то же время величина Ксп нефти одного и того же пласта широко изменяется по площади. При этом вблизи контура нефтеносности находится более темная нефть. Так, в приконтурной области любого пласта горизонта Д1 Ксп нефти превышает 400-450 единиц. По мере удаления от контура нефтеносности к центру залежи Ксп нефти пласта постепенно уменьшается. Например, в сводовой части структуры Ромашкинского месторождения даже в самом нижнем пласте разреза Ксп нефти иногда достигает 250-300 единиц. Следовательно, при разработке залежи фактически добывается "меченая" нефть, обладающая, строго говоря, определенными свойствами в каждой точке пласта. Это позволяет использовать Ксп нефти для решения некоторых вопросов контроля разработки залежей нефти.
По данным об изменении характера Ксп нефти, поступающей в скважины, можно судить о направлении тока жидкости в пласте и скорости ее движения. Совершенно очевидно, что это возможно лишь для однопластовых месторождений, в которых величина изменения Ксп нефти по площади значительно превосходит величину его изменения по разрезу.
По скважинам, в которых работают один или два пласта, использование Ксп позволяет осуществлять приближенные количественные определения дебитов отдельных пластов.
Таким образом, метод фотоколориметрии нефти может дать некоторые сведения о работе пластов в эксплуатационных скважинах. При этом эффективность метода в основном зависит от степени изученности характера изменения Ксп нефти ?/p>