Совершенствование комплексной методики геофизического контроля за заводнением многопластовых объектов разработки (на примере нефтегазовых месторождений Западной Сибири)

Вид материала

Автореферат

Содержание Общая характеристика работы Цель диссертационной работы – Основные задачи исследований. Методы исследования. Научная новизна работы. Основные защищаемые положения. Практическая ценность. Реализация в промышленности. Апробация работы. Структура и объем работы. Содержание работы Вторая глава Третья глава Рис.1 Методика выделения газоносных коллекторов Рис.2 Выделение начального газонефтяного контакта по данным повторных замеров НК и комплексу данных об УЭС коллекторов и величин Геофизический контроль за выработкой запасов нефти и газа Рис.4 Задачи геофизического контроля выработки запасов нефти и газа Рис.5 Схема получения комплексной информации о состоянии В четвертой главе Рис.6 Карта суммарных отборов жидкости и закачки воды по пласту 4(1) ... Полное содержание

Подобный материал:

• Тюменский государственный нефтегазовый университет Гуманитарный институт Лаборатория, 27.71kb.
• Технологии устранения негерметичности эксплуатационной колонны в условиях отложения, 397.15kb.
• Обоснование технологии разработки многопластовых объектов с применением оборудования, 272.06kb.
• Системные подходы к снижению рисков при моделировании разработки нефтегазовых месторождений, 226.76kb.
• «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им акад. А. П. Крылова», 789.97kb.
• Некоторые вопросы комплексных седиментологических исследований бат-верхнеюрских нефтегазоносных, 120.05kb.
• Повышение эффективности системы геолого геофизического контроля за эксплуатацией подземных, 356.94kb.
• Организационно-экономический механизм регулирования развития рынка нефтепродуктов, 126.83kb.
• К столетию Николая Константиновича Байбакова, 46.86kb.
• Темы курсовых проектов по дисциплине «Теоретические основы разработки нефтяных и нефтегазовых, 11.01kb.

На правах рукописи

АХМЕТОВА ЛИЛИЯ РИМОВНА

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ КОМПЛЕКСНОЙ МЕТОДИКИ

ГЕОФИЗИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ ЗА ЗАВОДНЕНИЕМ

МНОГОПЛАСТОВЫХ ОБЪЕКТОВ РАЗРАБОТКИ

(на примере нефтегазовых месторождений Западной Сибири)


Специальность 25.00.10  Геофизика, геофизические методы

поисков полезных ископаемых


АВТОРЕФЕРАТ

диссертация на соискание ученой степени

кандидата технических наук


Уфа-2010

Работа выполнена в ОАО НПФ «Геофизика»


Научный руководитель: доктор технических наук,

старший научный сотрудник

Дворкин Владимир Исаакович


Официальные оппоненты: доктор технических наук,

старший научный сотрудник

Кнеллер Леонид Ефимович


кандидат технических наук

Вахитова Гузель Ринатовна


Ведущая организация: ООО НПО «Нефтегазтехнология»

(г. Уфа)


Защита диссертации состоится «01» октября 2010 г. в 14 часов 30 минут, в конференц-зале на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 520.020.01 при Открытом акционерном обществе «Научно-производственная фирма «Геофизика»» (ОАО НПФ «Геофизика») по адресу: 450005, г.Уфа, ул.8-ое Марта, д.12.


С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ «Геофизика».

Автореферат разослан «30» августа 2010 г.


Ученый секретарь

диссертационного совета

д-р хим. наук Хисаева Д.А.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Основные крупные месторождения нефти и газа находятся на поздней стадии разработки. В условиях снижающейся добычи и ухудшения структуры остаточных запасов методы геофизического контроля приобретают все более важное значение, особенно для многопластовых объектов разработки. Одна из наиболее важных задач контроля за выработкой запасов – это определение текущего насыщения пластов. Однако основная часть исследований по контролю за разработкой проводится с целью получения информации о техническом состоянии действующих скважин.

Геофизические исследования по контролю за вытеснением нефти в пласте проводятся нецеленаправленно и в ограниченном объеме из-за недостатка эффективных методик, позволяющих получить информацию о состоянии выработки запасов нефти. С другой стороны, отсутствует системный подход к планированию и проведению исследований, анализу накопленных на месторождении геофизических и промысловых данных. Считается, что эта информация уже использована при принятии оперативных решений при проведении геолого-технологических мероприятий по конкретным скважинам, она не анализируется, не обобщается, часто хранится только на бумажных носителях.

В то же время уже имеющиеся исследования, накопленные в процессе разработки залежей, при их систематизации и обобщении дают, несомненно, важную информацию о том, где расположены остаточные запасы нефти и в каком состоянии они находятся.

Цель диссертационной работы – повышение эффективности геофизического контроля за выработкой запасов многопластовых нефтяных и нефтегазовых месторождений путем разработки новых методик и совершенствования имеющихся технологий геофизического мониторинга.

Основные задачи исследований.

1. Анализ динамических процессов в зоне проникновения фильтрата промывочной жидкости.

2. Оценка информативности различных геофизических методов для определения характера насыщения коллекторов.

3. Анализ особенностей геологического строения объектов разработки.

4. Разработка новых методик геофизического контроля за выработкой запасов нефти и газа.

5. Изучение особенностей выработки запасов нефтяных и нефтегазовых месторождений.

6. Разработка комплексной методики, использующей геологическую, геофизическую и промысловую информацию о состоянии заводнения коллекторов.

Методы исследования. Для решения поставленных задач проводились теоретические исследования, анализ данных скважинных исследований, использовались результаты математического моделирования и статистики. Выполнялись комплексный анализ и обобщение геологических, промысловых и геофизических данных, результатов опробования пластов и эксплуатации скважин.

Научная новизна работы.

1. Установлено, что расформирование зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости в газоносном коллекторе происходит вследствие движения газа и во временном интервале – в течение трех месяцев.
   

2. Доказана возможность использования данных индукционного и бокового каротажа для выделения интервалов заводнения «пресной» закачиваемой водой в полимиктовых коллекторах.

3. Разработана методика контроля за выработкой запасов многопластовых объектов разработки путем определения заводненных объемов коллекторов с использованием особенностей их геологического строения и обобщении геофизических и промысловых данных о заводнении коллекторов.

Основные защищаемые положения.

1. Методика выделения интервалов заводненных «пресной» закачиваемой водой путем сопоставления замеров индукционного и бокового каротажа в первоначально пробуренных и уплотняющих скважинах.

2. Методика получения информации о заводненных объемах многопластового объекта разработки.

3. Установленные особенности выработки запасов нефти и газа на Барсуковском, Тарасовском, Харампурском, Приобском и Тевлинско-Русскинском месторождениях.

Практическая ценность. Предложенные методики опробованы при решении задач контроля за выработкой запасов ряда многопластовых нефтегазовых месторождений в Западной Сибири, что позволило установить начальное и текущее положения газонефтяного контакта на Барсуковском, Тарасовском и Харампурском месторождениях и провести анализ особенностей заводнения коллекторов и выработки запасов нефти перечисленных, а также Приобского и Тевлинско-Русскинского месторождений.

Реализация в промышленности. Результаты работ внедрены в производство и используются при проведении исследований и обработке данных геофизического мониторинга на нефтяных месторождениях Западной Сибири, а также использованы при планировании геолого-технологических мероприятий и составлении проектных документов на разработку Мамонтовского, Ефремовского, Тевлинско-Русскинского и других месторождений. Соискатель является одним из авторов «Временного методического руководства по контролю за выработкой запасов многопластовых нефтяных и нефтегазовых месторождений геофизическими методами», составленного в 2009 году.

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались на следующих конференциях и симпозиумах: «Геоинформационные технологии в нефтепромысловом сервисе», Уфа, 2005 г.; «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин», Уфа, 2007 г.; «Новые достижения в технике и технологии ГИС», Уфа, 2009 г.; «Промысловая геофизика в XXI веке», Уфа, 2009 г., НТС института РН – УфаНИПИнефть, ТПП Когалымнефтегаз.

Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано 9 печатных работ, в том числе одна в издании, рекомендованном ВАК Министерства образования и науки Российской Федерации. В работах, опубликованных в соавторстве, соискателю принадлежат экспериментальные исследования, обобщение и анализ полученных результатов.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов. Текст изложен на 144 страницах, включая 63 рисунка, 29 таблиц, список использованных источников из 83 наименований.

В диссертации представлены результаты исследований, выполненных автором за период работы на кафедре геофизики УГНТУ и в ОАО НПФ «Геофизика» в период с 2003 по 2009 гг. При решении задач диссертационной работы исходными методологической и теоретической базами для исследований автора послужили основополагающие работы ученых по контролю за разработкой нефтегазовых месторождений. Автор использовал и опирался на результаты исследований М.А. Токарева, К.С. Баймухаметова, Е.В. Лозина, Н.И. Хисамутдинова, Р.А. Валиуллина, Л.Е. Кнеллера, Р.А. Резванова, А.Д. Савича, А.В. Шумилова, Р.Б. Хисамова, В.А.Баженова, К.Р. Ахметова, Ф.Х. Еникеевой, Б.К. Журавлева, Р.Т. Хаматдинова, В.Г. Черменского, С.М. Дудаева, М.Х. Хуснуллина, Н.Н. Михайлова, И.Г. Ярмахова и других.

Разработка и опробование методик были бы невозможны без помощи, поддержки и критических замечаний со стороны ученых и производственников В.А. Байкова, Д.И. Ганичева, Р.Г. Нигматуллиной, И.Р. Мукминова, З.З. Салямова, Д.Н. Крючатова и других; сотрудников кафедры геофизики Башгосуниверситета В.Ф. Назарова, В.Я. Федотова, Г.Р. Вахитовой и других, которым автор выражает свою благодарность.

Автор выражает особую благодарность первому учителю и наставнику, безвременно ушедшему из жизни, Б.М. Орлинскому и научному руководителю работы В.И.Дворкину за неоценимую помощь при работе над диссертацией.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Первая глава посвящена анализу и обобщению геофизических методов контроля за выработкой запасов нефти и газа.

Для контроля за газонефтяным контактом (ГНК) применяются стационарные нейтронные методы (СНК). Они характеризуются малой глубинностью, поэтому эффективность применения СНК будет зависеть от величины и времени расформирования зоны проникновения. Повторные замеры НК часто проводят разнотипной аппаратурой, что также снижает эффективность выделения газоносного коллектора.

Задачу выделения заводненных пластов можно решить путем сопоставления геофизических исследований скважин (ГИС) в скважинах первого этапа бурения и в скважинах, пробуренных на уплотнение сетки. Эффективность решения задачи по методам сопротивления зависит от минерализации воды, заводняющей пласт. Если минерализация близка к пластовой или сточной, то эффективность высокая. Если вода низкой минерализации, то задача выделения заводненных коллекторов гораздо сложнее. В случае заводнения коллекторов «пресной» закачиваемой водой, в благоприятных условиях, по результатам измерений методом потенциалов собственной поляризации (ПС) можно установить факт заводнения коллектора, его кровли или подошвы, но нельзя определить интервалы заводнения и положение водонефтяного контакта (ВНК).

Для контроля за положением ВНК используются импульсные нейтронные методы. Со снижением минерализации пластовой воды ниже 16 г/л, повышением глинистости коллектора выше 40% и при наличии плотных прослоев в коллекторах однозначность решения задач по выделению водонасыщенных и нефтенасыщенных пластов снижается до 50% и менее, что делает метод неэффективным. При заводнении коллекторов водой «пресной», низкой или неизвестной минерализации применяется метод ИНКГ-С или С/О-каротаж. Однако малая глубинность метода накладывает существенные ограничения на область его применения. Импульсные нейтронные методы могут быть использованы для контроля за заводнением пластов, не вскрытых перфорацией. Однако основная часть коллекторов многопластовых объектов разработки вскрывается перфорацией и для контроля за выработкой запасов могут быть использованы только методы, измеряющие характеристики потока флюидов в стволе скважины – его скорость, состав, температуру и давление.

Анализ показывает, что все методы контроля за выработкой запасов имеют свои ограничения и недостатки. Вследствие этого каждый метод в отдельности решает свой круг задач, и ни один метод в отдельности не может решить главную задачу: определить, где и в каком состоянии в многопластовом объекте находятся остаточные запасы нефти и газа. Для решения данной проблемы необходимо разработать методику комплексного использования всех имеющихся методов геофизического контроля за заводнением коллекторов, а также промысловых данных и геологической информации.

Вторая глава посвящена анализу геологического строения объектов, применяемых систем разработки и имеющихся геофизических данных. Задача контроля за заводнением коллекторов и выработки запасов многопластовых объектов разработки решается как на нефтяных, так и нефтегазовых месторождениях, поэтому рассмотрено построение геологической основы для одного нефтяного (Тевлинско-Русскинское) и одного нефтегазового (Барсуковское) месторождений.

Анализ геологического строения коллекторов Тевлинско-Русскинского и Барсуковского месторождений. В продуктивном горизонте БС₁₀² Тевлинско-Русскинского месторождения выделены пласты 1, 2+3, 4, коллекторы которых гидродинамически не связаны между собой. Верхние пласты 1, 2+3 по условиям осадконакопления относятся к ундаформной части горизонта БС₁₀². Коллекторы верхних пластов 1, 2+3 подобны по геофизическим параметрам, пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, но пласт 2+3 характеризуется существенно большей толщиной и коэффициентом расчлененности. Пласт 4 нижней части горизонта, относится к разрезу клиноформного типа, представляет единую гидродинамическую систему, но проницаемость коллектора резко увеличивается от нижней его границы к верхней. С учетом подобного изменения фильтрационных свойств по комплексу ГИС выделено три пласта 4(1), 4(2), 4(3), которые на порядок отличаются между собой по проницаемости и проводимости.

По корреляции разрезов скважин в составе горизонта ПК_19-20 Барсуковского месторождения выделено 3 пласта – коллектора, отличающиеся по строению и условию залегания углеводородов. На основной части площади эти пласты достаточно гидродинамически изолированы друг от друга, что позволяет проводить анализ разработки и состояния выработки запасов не в целом по горизонту, а по каждому из выделенных пластов.

Применяемые системы разработки. Сложные по своему геологическому строению залежи нефти чаще всего разрабатываются при простом геометрическом расположении скважин. В результате часть запасов нефти остается не вовлеченной в разработку. Ценность геофизической информации заключается в том, что она отражает совместное влияние геологического строения и применяемой системы разработки на выработку запасов.

Источники информации и задачи контроля за выработкой запасов нефти и газа. Основная часть геофизических исследований при контроле за разработкой проводится с целью контроля технического состояния скважин (табл.1).

Таблица 1 – Сопоставление видов исследований, проведенных на месторождениях

Вид исследований или решаемые задачи	Количество исследований (количество исследованных скважин)
	Тепловское	Барсуковское	Харампурское
			Южный	Северный
Тех.состояние+профиль притока+заколонные перетоки	36	612 (370)	517 (280)	315 (180)
Тех.состояние+профиль приемистости+заколонные перетоки		495 (185)	221 (98)	123 (49)
Тех.состояние	85	116 (91)	16	12
Свабирование	-	10	24	21
Определение насыщения коллекторов
Повторные замеры НК	-	261	10	6
ИННК	41	5	-	-
С/О-каротаж	3	-	-	-
ЯМК	-	-	4	-

Существуют следующие причины, в результате которых исследования по контролю за выработкой запасов нефти проводятся не целенаправленно и в ограниченном объеме.

1. Четко не сформулированы возможности и ограничения геофизических методов и методик по контролю за выработкой запасов применительно к конкретным месторождениям. Требуется также создание новых методик.

2. Имеющиеся геофизические данные разнородны и имеют различное качество.

3. Накопленные в процессе разработки данные ГИС получены в различное время и имеют локальный характер, их явно не достаточно для проведения анализа по площади.

4. Отсутствуют методика, методический подход, позволяющие увязать имеющиеся на месторождении геофизические, геологические и промысловые данные.

Наличие методических трудностей приводит к появлению важной субъективной причины, по которой имеющиеся на месторождении геофизические данные практически не используются для анализа выработки запасов нефти. Это объясняется отношением геологов-разработчиков к планированию и проведению исследований, хранению и использованию геофизической информации. Считается, что результаты уже использованы при решении задач по конкретной скважине, они не обобщаются и не анализируются.

В результате при составлении проектов разработки анализ выработки запасов нефти проводится на основании имеющихся данных о геологическом строении залежей и промысловой информации о динамике изменения обводненности продукции добывающих скважин. При этом исходят из допущения, что выработка запасов происходит по всем пластам-коллекторам, вскрытым единым фильтром, одновременно в соответствии с их проводимостью.

В то же время результаты выполненного нами в главе 3 анализа показывают, что уже имеющиеся исследования, накопленные в процессе разработки залежей, при их систематизации и обобщении дают важную информацию о расположении остаточных запасов и их состоянии.

Третья глава посвящена разработке методических основ контроля за выработкой запасов нефти и газа.

Выделение начального газонефтяного контакта и контроль за текущим газожидкостным контактом. Для выделения начального ГНК нами была предложена следующая методика (рис.1, а). Используются два замера НК: сразу после обсадки скважины и через определенный промежуток времени необходимый для расформирования зоны проникновения. Показания разных приборов в единицах скорости счета в одних и тех же геолого-технических условиях будут различны. Поэтому для выявления на качественном уровне динамических процессов в пласте при сопоставлении временных исследований НК нами предложено привести их к одинаковым условиям путем нормировки одного замера к другому в интервале глубин опорных пластов с неизменяющимися во времени показаниями. При этом признаком газонасыщенного пласта будет является рост показаний НК по сравнению с контрольным замером (рис.2, скв.3201, 1839). Отсутствие этого признака не является обязательным условием принадлежности пласта к водо- или нефтенасыщенной части разреза.

Контрольный замер НК

Повторный замер НК

Выбор двух опорных пластов: с минимальными показаниями и высокими показаниями

а. Алгоритм методики выделение газоносных коллекторов по данным НК


Нормировка двух замеров по опорным пластам


Выделение газонасыщенных интервалов и ГНК

нет


да


б. Алгоритм выделение газоносных коллекторов по данным комплексного анализа УЭС пластов и величины аномалии НК


Выделение коллекторов с УЭС выше ρ_н

Определение уровня показаний НК в нефтеносных и водоносных коллекторах




Выделение интервалов с показаниями НК выше уровня показаний НК в нефтеносных и водоносных коллекторах


Сопоставление данных


Выделение газоносных коллекторов и начального ГНК

да

нет

Коллектор нефтеносный




Рис.1 Методика выделения газоносных коллекторов

Исследования показали, что по ряду скважин не отмечается расформирования зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости в газонасыщенном коллекторе и через много месяцев после окончания скважины бурением (рис.2, скв.3199, 1838). Поскольку гравитационные и капиллярные силы действуют всегда, независимо от того, где расположена скважина, следовательно, их влияние на динамические процессы расформирования зоны проникновения в газоносном коллекторе не являются существенным и определяющим. Таким образом, если движение флюида в газонасыщенном коллекторе отсутствует, то зона проникновения не расформировывается годами, и проведение исследований повторным НК будет малоэффективным.



Рис.2 Выделение начального газонефтяного контакта по данным повторных замеров НК и комплексу данных об УЭС коллекторов и величине аномалии НК

Как показывают данные анализа временных замеров НК, если залежь введена в разработку, то 3-х месяцев достаточно для завершения основных динамических процессов в зоне проникновения и тогда по данным нейтронных методов можно выделить газонефтяной контакт.

В тех скважинах, где по данным повторного НК не отмечается расформирования зоны проникновения в газоносных пластах, нами предложено выделять газонефтяной контакт по комплексу данных об УЭС пластов и величине аномалии НК (рис.1, б). Для горизонта ПК_19-20 сопротивление заведомо нефтеносных коллекторов обычно не превышает 6-18 Ом∙м. Поэтому сопротивление 21-40 Ом∙м будет соответствовать газонасыщенным коллекторам.

Обработка данных электрометрии по скважинам месторождений региона Пурпе показывает, что зона проникновения фильтрата промывочной жидкости в газоносных коллекторах небольшая и не превышает 3d_с. Поэтому в пределах радиуса исследования стационарными приборами НК до 30-40% объема порового пространства будет насыщено остаточным газом. Интервалы коллекторов с остаточным газонасыщением будут выделяться повышенными показаниями на кривой НК по сравнению с нефте- или водонасыщенными (рис.2, скв.3199, 1838).

Выделения газонасыщенных интервалов и определение положения текущего газожидкостного контакта (ГЖК) нами проводились по той же методике, что и выделение начального ГНК. Сопоставляя нормированные временные замеры НК, по высоким показаниям метода выделяют пласты, насыщенные газом. Коллекторы, в которых газ в период времени между двумя исследованиями заместился на жидкий флюид, будут наоборот отмечаться снижением показаний по сравнению с предыдущим замером. Увеличение глинистости, уменьшение пористости и газонасыщенности пласта значительно снижают эффективность этой методики.

Анализируя скважины, пробуренные на уплотнение сетки, мы установили, что по данным исследований, выполненных аппаратурой ВИКИЗ, газоносная часть пласта выделяется иной формой поведения кривых зондирования, чем нефтеносная, так как зона проникновения в газоносном пласте меньше, чем в нефтеносном и имеет ярко выраженный понижающий характер. Кроме этого он выделяется повышенными показаниями НК по сравнению с первоначально нефтегазоносными пластами, так как до 30-40% порового объема зоны проникновения в пределах радиуса исследования НК насыщено остаточным газом. Поэтому для определения текущего ГЖК в скважинах, пробуренных на уплотнение сетки, нами предложено проведение исследований комплексом ВИКИЗ, ГК и НК.

Оценка охвата коллекторов заводнением «пресной» водой. Одним из признаков заводнения коллектора низкоминерализованной водой является совпадение между собой значений удельных электрических сопротивлений (УЭС) пласта по данным ИК и БК. Это свидетельствует о том, что зона проникновения в заводненном пласте мала или отсутствует из-за «сноса» ее закачиваемой водой.

На основании анализа данных исследований по скважинам Приобского месторождения нами предложена методика выделения заводненных интервалов путем сопоставления данных измерений методами ИК, БК в уплотняющей скважине с результатами исследований в ближайшей добывающей скважине (рис.3, а). Было показано, что хотя закачиваемая вода «пресная», но УЭС заводненной части коллектора в уплотняющей скважине будет ниже, чем аналогичного нефтенасыщенного коллектора в скважине, пробуренной до начала закачки.

Сопоставление данных ИК и БК по скв.8226 и 7764, пробуренной на уплотнение сетки, показывает, что в инт.3035-3049,5 м УЭС пласта АС₁₁ в скв.7764 составляет 16-18 Ом·м по ИК и 14-16 Ом·м по БК (рис.3, б). Аналогичный интервал в скв.8226 характеризуется значениями УЭС 25-30 Ом·м по ИК и выше 20 Ом·м по БК. Пониженные значения УЭС обусловлены насыщением низкоминерализованной водой. После пуска скв.7764 в работу в течение двух месяцев обводненность продукции находилась на уровне 54%, затем увеличилась до 81-97%.

Методика работает в условиях начального удельного электросопротивления коллектора не менее 20 Ом·м и если к моменту окончания бурения в призабойной зоне коллектора имеется интервал толщиной от двух метров и выше, заводненный от закачки. Задача может быть решена как при заводнении коллекторов низкоминерализованной, так и «пресной» закачиваемой водой.


Кривые сопротивления (ИК, БК) в ближайшей добывающей скв. (начальное насыщение)

а.

Кривые сопротивления (ИК, БК) в скв., пробуренной на уплотнение сетки




Корреляция интервалов коллекторов в скважине старого фонда и уплотняющей




Нормировка кривых ИК, БК в скважине старого фонда и пробуренной на уплотнение сетки




Заводнения нет

Нет


Исключение интервалов с учетом литологических свойств пласта


Выделение заводненных интервалов пластов

Да


б.




Рис.3 Методика выделения коллектора заводненного «пресной» водой по данным индукционного и бокового каротажей: а – алгоритм методики; б – сопоставление данных исследований скважины старого фонда (скв.8226) и пробуренной на уплотнение сетки (скв.7764)

Анализ результатов исследований по определению насыщения коллекторов, не вскрытых перфорацией. Нами показано, что эффективность исследований ИНК на участках заводнения водой с неизвестной или низкой минерализацией (< 12г/л) Тепловского месторождения низкая (40%). Для эффективного решения задачи определения насыщения в пластах, невскрытых перфорацией, и с целью повышения эффективности работ по подключению к добыче нефти первоначально газонасыщенных интервалов необходимо использовать комплекс ИНК, ИНГК-С и СГК. Выбирать скважины для проведения измерений этим комплексом необходимо по результатам исследований методом термометрии и данным контроля за радиогеохимическими аномалиями.

Анализ данных исследований в действующих скважинах. При распределении закачанной воды необходимо учитывать межпластовые перетоки воды по негерметичному заколонному пространству. Наиболее информативными для решения этой задачи являются: расходометрия, контроль за РГА и термометрия. По данным исследований методами потокометрии и термометрии в добывающих скважинах с высоким газовым фактором в фонтанирующем режиме и в процессе их возбуждения компрессором в благоприятных случаях можно определить охват заводнением по толщине коллектора.

Составление геологической основы для анализа заводнения коллекторов. Прежде чем приступать к оценке выработки запасов нефти и газа многопластовых объектов необходимо создание адекватной геологической основы для обобщения имеющихся на месторождении разнородных геофизических исследований и промысловых данных и определения заводненных объемов коллекторов.

Литологическое расчленение разреза и выделение пластов-коллекторов проводят по данным комплекса ГИС в открытом стволе скважин. Определение характера насыщения коллекторов и выделение начальных контактов (ГНК, ГВК, ВНК) решают по данным ГИС в открытом стволе скважины. В частности, для выделения ГНК необходимо расформирование зоны проникновения, поэтому после обсадки скважины и проведения НК, через определенный промежуток времени, проводят повторные замеры НК.

Нами предложено выделять зональные интервалы при разработке многопластовых объектов и совместном вскрытии перфорацией нескольких пластов. Пласт, ухудшенный по коллекторским свойствам, при совместном его вскрытии с пластом с лучшими коллекторскими свойствами, как правило, работает слабо или совсем не работает. На данном этапе необходимо провести построение схем корреляций и геолого-статистических разрезов. После выделения зональных интервалов и определения степени гидродинамической связи между ними необходимо для каждого выделенного пласта определить их параметры и фильтрационно-емкостные свойства. Кроме этого мы рекомендуем построить по ним карты (чаще всего для этого используется k_пров), что будет основой для анализа заводнения.

Методика контроля выработки запасов нефти и газа многопластовых объектов разработки. Система контроля за выработкой запасов нефти включает: постановку геологических задач и выбор видов исследований; необходимые для решения поставленных задач технологии, обоснование необходимых ежегодных объемов измерений и определение периодичности исследований. Вследствие отличия месторождений по своему геологическому строению, применяемым системам разработки невозможно рекомендовать универсальную систему контроля. В зависимости от геолого-технологических условий рациональные системы контроля за разработкой будут отличатся по эффективности решения поставленных задач различными методами ГИС.

Эффективность геофизического контроля за разработкой зависит от системного подхода к обобщению полученных по площади залежи данных. На основании анализа возможностей методов ГИС и результатов применения имеющихся технологий оценки насыщения пластов нами предложен следующий подход к планированию исследований и систематизации полученных данных. Суть подхода отражена на схеме получения комплексной геофизической информации о состоянии выработки пластов (рис.4). Стрелками указано направление движения используемой информации, пунктиром выделены стрелки при использовании совокупной информации, штриховкой выделены ячейки, полученная информация из которых будет использована для решения задач другой области, в которой нужная ячейка выделена такой же штриховкой.

До начала анализа по контролю за разработкой следует уточнить начальное распределение насыщения коллекторов. Важной является информация о текущих положениях ГНК и ВНК, полученная по скважинам, пробуренным на уплотнение сетки. Весьма существенной является информация, полученная по результатам исследований в нагнетательных скважинах: выделив толщины пластов, промытые закачиваемой водой, путем сопоставления этой информации с данными о заводнении коллекторов вскрытых и не вскрытых перфорацией в добывающих скважинах, определяются заводненные толщины по участку залежи в целом. Согласно предлагаемой нами методике изучение характера вытеснения нефти закачиваемой водой в процессе их разработки проводится по результатам измерений индукционным методом в скважинах со стеклопластиковыми хвостовиками.


Геофизический контроль за выработкой запасов нефти и газа


Оценка текущего характера насыщения коллекторов

Определение работающих интервалов пластов

Оценка текущей нефтенасыщенности







Определение профиля приемистости и выделение ЗКЦ в нагнетательных скв.


Определение текущего ВНК

Определение текущего ГЖК


Определение источников обводнения в добывающих скв.


Определение характера насыщения коллектора под ГЖК

Выделение заводненных коллекторов. Оценка охвата заводнением по толщине.




Распределение закачиваемой воды по пластам с учетом заколонных перетоков. Оценка работы пластов при совместном их вскрытии перфорацией.



Рис.4 Задачи геофизического контроля выработки запасов нефти и газа

Оценка текущей нефтенасыщенности пластов может быть сделана по результатам исследований методом ИНГК-С. Заводненные толщины коллекторов и текущее положение ВНК определяются по данным исследований ИНК или С/О-каротажа после корреляции этих данных с результатами мониторинга РГА методом ГК в нагнетательных скважинах. При отсутствии данных ИНК и С/О-каротажа оценка толщин промытых интервалов проводится по результатам корреляции мониторинга данных методом ГК и потокометрии в нагнетательных и добывающих скважинах. Важно результаты, полученные нейтронными методами, подтвердить последующей работой скважин, промысловыми данными и исследованиями методами потокометрии.

Динамика обводнения продукции добывающих скважин слабо используется для контроля за процессами заводнения коллекторов. Качество этой информации, конечно, ниже по сравнению с данными геофизических исследований, но поскольку данных о результатах геофизические исследования мало, то использование для этих целей динамики обводнения продукции представляет актуальную задачу. Первоначально необходимо установить, что появление воды в продукции является следствием заводнения пласта, вскрытого перфорацией. Если в скважине перфорацией вскрыты несколько пластов, то надо определить, какой из них заводняется. Эту задачу решают по сопоставлению разрезов добывающей скважины и ближайшей нагнетательной, учитывают время обводнения добывающей скважины и начала закачки воды в нагнетательную скважину, объем закачанной воды и отобранной жидкости.


Сопоставление показателей работы нагнетательных и добывающих скв.

Сопоставление перфорированных интервалов в нагнетательных и добывающих скв.







Сопоставление разрезов пластов и их коллекторских свойств в нагнетательных и добывающих скв.







Использование геофизической информации для выделения заводненных коллекторов




Распределение отбираемой воды и нефти по пластам. Построение карт распространения заводнения коллекторов.




Определение зон с невыработанными запасами. Оценка эффективности и рекомендации по совершенствованию системы разработки



Рис.5 Схема получения комплексной информации о состоянии

выработки запасов

Проведя последовательно анализ имеющихся данных по представленной методике можно оценить выработку запасов не только в целом по горизонту, но и по пластам. Используя всю полученную информацию в комплексе можно в благоприятных условиях установить факт заводнения пласта, определить заводненные интервалы. Проведя анализ заводнения по площади можно установить направление заводнения, скорость продвижения фронта заводнения, невыработанные зоны и дать прогноз дальнейшего заводнения. Решение этих задач позволит не только оценить выработку запасов, но и дать рекомендации по совершенствованию системы разработки и увеличению выработки нефти и газа.

В четвертой главе приведены результаты контроля за перемещением газожидкосного контакта и выработкой запасов нефти.

Анализ результатов исследований на Барсуковском и Тарасовском месторождениях. Нами показано, что начальный ГНК для горизонта ПК_19-20 Барсуковского месторождения един для всех трех выделенных пластов и находится на одном уровне не зависимо от того, где находится скважина – в центральной, северной или южной частях месторождения. Средняя абсолютная отметка начального ГНК, определенна на уровне -1598 м. Средняя абсолютная отметка начального ГНК для горизонта БП₁₀ Тарасовского месторождения определена на глубине -2529,1 м.

Применение разработанной нами комплексной методики на Барсуковском месторождении позволило выделить текущий ГЖК и 4 газовых купола. В восточной части Тарасовского месторождения в 2003-2006 гг. отмечен наибольший подъем ГНК на 3-14 м, в центральной части, на юге и западе – на 1,5-3 м. В двух из десяти исследованных скважинах методом временного НК и в одной уплотняющей скважине выделен ГВК. Следовательно, вблизи нагнетательных скважин с существенными заколонными перетоками вверх, вода внедряется в верхнюю газоносную часть коллекторов.

Из 41 скважины Барсуковского месторождения, где выполнялись дострелы первоначально газонасыщенных коллекторов, только в 46% случаев было получено увеличение добычи нефти. Отсутствие положительного эффекта связано с наличием заколонных перетоков. Рекомендуется дострел верхних интервалов проводить только после обнаружения источника обводнения и его изоляции.

Результаты контроля за перемещением газонефтяного контакта и заводнения коллекторов Харампурского месторождения. Газонасыщенные коллектора горизонта U₁ Южно-Харампурского месторождения есть только в блоке 2ю. Выше положения начального ГНК находится область двухфазной фильтрации (подвижные газ и нефть), что снижает эффективность его выделения по данным временных замеров стационарного НК, так как при расформировании зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости в нефтегазонасыщенном коллекторе фильтрат будет вытесняться не только газом, но и нефтью. Средняя абсолютная отметка начального ГНК, ниже которого фазовая проницаемость для газа равна нулю определена на глубине -2799,8 м.

В бурящихся скважинах положение ГНК, выше которого фазовая проницаемость для нефти равна нулю, предложено определять по комплексу методов ВИКИЗ (УЭС пласта 40 Ом·м и выше; небольшая, ярко выраженная понижающая зона проникновения) и стационарного НК (повышенное остаточное газонасыщение). По результатам анализа рекомендованного комплекса в 2005- 2007 гг. наблюдается подъем ГНК на 11-13 м.

В блоке 5c Северо-Харампурского месторождения в результате форсирования процессов закачки и отбора жидкости из коллекторов пласта 2u1 в течение 12-24 месяцев после начала закачки наблюдаются прорывы закачиваемой воды, преимущественно по подошвенной части пласта, к забоям добывающих скважин, при этом наблюдается низкий охват заводнением коллектора 2u1 как по толщине (0,28), так и по площади пласта.

Контроль за выработкой запасов нефти участка Тевлинско-Русскинского месторождения. Ввиду ограниченного объема исследований методами потокометрии в добывающих скважинах для анализа состояния выработки запасов и изучения процессов заводнения коллекторов преимущественно использовались показатели работы и динамика обводнения продукции добывающих скважин, распределение закачиваемой воды между пластами горизонта БС₁₀² по нагнетательным скважинам.

При совместном вскрытии перфорацией пластов в добывающих скважинах определяли пласт, который является источником обводнения продукции, и на него относили все количество отобранной воды по данной скважине. Доля участия в работе скважины пластов, совместно вскрытых перфорацией, оценивалась пропорционально их проводимости или с учетом доли участия этих пластов в работе нагнетательных скважин. Результаты, полученные двумя этими способами, практически совпадают. В итоге проведенной работы была оценена выработка запасов и построены карты суммарных отборов жидкости и закачки воды по каждому из выделенных пластов горизонта БС₁₀² (рис.6, табл.2).



Рис.6 Карта суммарных отборов жидкости и закачки воды по пласту 4(1)

Таблица 2 – Выработка запасов по пластам горизонта БС₁₀²

Индекс пласта	Отобрано нефти, тыс. т	ВНФ	Отобрано нефти на одну скважину, тыс. т	Qбал, тыс. т	Отобрано от балансовых запасов, у.е.
Блок I (северный)
1	650	0,7	22	6992	0,09
2+3	199	1,8	11	1814	0,11
4(1)	2977	0,4	68	15559	0,19
4(2-3)	555	0,01	11	8180	0,06
				3836	0,009
Блок II (южный)
1	244	0	9	2417	0,1
2 + 3	548	1,4	29	3275	0,17
4(1)	2128	0,4	82	14655	0,15
4(2-3)	1678	0,1	29	8790	0,17
				4081	0,05

По данным анализа работы добывающих скважин при совместном вскрытии перфорацией пластов 4(1) и 4(2-3), ввиду резкого различия их по проводимости, нижние пласты не работают, что согласуется с распределением закачиваемой воды по этим пластам в нагнетательных скважинах, при их совместном вскрытии перфорацией.

Распределение отобранного количества нефти, значения водонефтяного фактора (ВНФ) по пластам и блокам разработки горизонта БС₁₀² отражают особенности геологического строения и применяемой системы разработки. В соответствии с геологическим строением из 1-го пласта по северному блоку отобрано нефти в 2,9 раза больше, чем по южному, но по количеству отобранной нефти от начальных запасов блоки одинаковы. Из пласта 2+3 отборы нефти по южному блоку в 2,75 раза больше, чем по северному, от начальных запасов по южному блоку так же отобрано больше, чем по северному (табл.2). Подобное соотношение и по количеству нефти, отобранной на одну скважину. Заводнение коллекторов первого пласта выделено только по северному блоку. Водонефтяной фактор по пласту 2+3 несколько выше, чем по южному блоку, по-видимому, за счет меньшего количества запасов, приходящихся на одну скважину.

Площади продуктивных коллекторов пласта 4(1) по блокам достаточно близки (рис.6), но отборы нефти по северному блоку в 1,4 раза больше, чем по южному, поскольку плотность сетки в пределах северного блока в 1,7 раз больше, чем на юге. Соответственно отбор нефти на одну скважину по южному блоку в 1,2 раза больше, чем по северному, из-за различия по запасам, приходящимся на одну скважину. Для этого пласта водонефтяной фактор по блокам одинаковый. За счет разной системы разработки по блокам различаются и показатели разработки по пластам 4(2-3). При одинаковой плотности сетки скважин гораздо лучше показатели по южному блоку, так как на состояние выработки запасов кроме плотности скважин влияет и соотношение скважин, в которых эти пласты раздельно или совместно вскрыты перфорацией. Из 47 скважин, в которых коллекторы 4(2-3) вскрыты перфорацией, в 33 скважинах он единственный пласт, вскрытый перфорацией. Фактически он разрабатывается отдельной сеткой скважин и по нему отобрано 17% от балансовых запасов. По северному блоку из 35 скважин только в 4 скважинах этот пласт один вскрыт перфорацией, поэтому по нему отобрано только 6% от начальных запасов. Низкий ВНФ по южному блоку объясняется тем, что фронт закачиваемой воды по этому пласту еще не достиг вторых и центрального рядов добывающих скважин.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

В результате исследований по теме диссертационной работы сформулированы следующие основные выводы.

1. Установлено, что расформирование зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости в газоносном коллекторе происходит вследствие движения газа. Показано, что если есть фильтрация газа в пласте, то трех месяцев достаточно чтобы фильтрат промывочной жидкости в зоне проникновения был вытеснен, если нет движения газа, то зона проникновения не расформировывается в течение многих лет.

2. В скважинах, где не отмечается расформирования зоны проникновения, и до 30-40% порового объема коллектора насыщено остаточным газом, предложено выделять газонефтяной контакт по сопоставлению данных об удельном электрическом сопротивлении коллекторов (более 20 Ом∙м) и величине аномалии нейтронного каротажа.

3. Предложена методика выделения интервалов, заводненных «пресной» закачиваемой водой в уплотняющих скважинах, путем сопоставления замеров индукционного и бокового каротажа в первоначально пробуренных скважинах и пробуренных на уплотнение сетки.

4. Показано, что эффективность применения интегрального импульсного нейтронного каротажа для определения насыщения полимиктовых коллекторов, не вскрытых перфорацией, при заводнении их водой с неизвестной минерализацией или если она ниже 10-12 г/л, низкая. Учитывая высокую стоимость применения комплекса ИНК, ИНГК-С, предложено по результатам исследований методом термометрии и данным контроля за радиогеохимическими аномалиями выбирать скважины для проведения измерений интегральным и спектрометрическим импульсным нейтронным каротажем.

5. Предложена методика контроля за выработкой запасов многопластовых объектов разработки путем создания адекватной геологической основы для обобщения имеющихся на месторождении разнородных геофизических исследований и промысловых данных и определения заводненных объемов коллекторов.

6. Результаты диссертационного исследования опробованы при решении задач контроля за выработкой запасов ряда нефтяных и нефтегазовых месторождений Западной Сибири, что позволило установить начальное и текущее положение газонефтяного контакта на Барсуковском, Тарасовском и Харампурском месторождениях, обосновать геологическое строение коллекторов продуктивного горизонта БС₁₀² Тевлинско-Русскинского месторождения, горизонта ПК_19-20 Барсуковского месторождения, провести анализ особенностей заводнения коллекторов и выработки запасов нефти Барсуковского, Тарасовского, Харампурского, Приобского и Тевлинско-Русскинского месторождений, что способствовало повышению эффективности их разработки.

Основные результаты работ опубликованы в следующих научных трудах:

В изданиях, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки Российской Федерации:

1. Орлинский Б.М. Применение комплекса ГИС и промысловых данных для контроля за разработкой опытного участка Тевлинско-Русскинского месторождения / Б.М. Орлинский, В.И. Дворкин, Л.Р. Ахметова, Р.Х. Ишбулатова // НТВ «Каротажник». – Тверь: АИС, 2005, Вып.10-11 (137-138), С.105-112.
   

В других изданиях:

2. Ахметова Л.Р. Использование комплекса геофизических исследований для распределения по пластам объекта разработки объемов закачанной воды / Л.Р. Ахметова // Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти: Сб. статей аспирантов и молодых специалистов. – Уфа: Экология, 2005. – C.59-64.
   
3. Ахметова Л.Р. Комплексная технология разделения пластов по степени участия в разработке залежи / Ахметова Л.Р., Орлинский Б.М., Дворкин В.И., // Геоинформационные системы в нефтепромысловом сервисе: Сб. тез. докл. IV научного симпозиума. – Уфа: 2005 – С.61.
   
4. Ахметова Л.Р. Влияние особенностей геологического строения на выработку запасов нефти Тевлинско-Русскинского месторождения / Л.Р. Ахметова // Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин: Сб. тез. докл. секции D VII Конгресса нефтегазопромышленников России. – Уфа: 2007. – С.157-159.
   
5. Ахметова Л.Р. Обоснование модели залежи горизонта БС₁₀² опытного участка Тевлинско-Русскинского месторождения / Л.Р. Ахметова // Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти: Сб. статей аспирантов и молодых специалистов. – Уфа: Новый стиль, 2007. – Вып.4. – С.5-10.
   
6. Ахметова Л.Р. Обоснование модели залежи горизонта ПК_19-20 Барсуковского месторождения / Л.Р. Ахметова // Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Экономика и управление: Сб. статей аспирантов и молодых специалистов. – Уфа: Новый стиль, 2008. – Вып.5. – С.18-26.
   
7. Ахметова Л.Р. Выделение газонасыщенных коллекторов и начального газонефтяного контакта горизонта ПК_19-20 на Барсуковском месторождении / Л.Р. Ахметова // Промысловая геофизика в XXI веке: Сб. докладов научно-практической конференции. – Уфа: НПФ «Геофизика», 2009. – С.18-21.
   
8. Дворкин В.И. Методика выделения интервалов коллекторов заводненных «пресной» закачиваемой водой / В.И. Дворкин, Л.Р. Ахметова // Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин: Сб. тез. докл. конференции в рамках XVIII Международной специализированной выставки «Газ.Нефть.Технологии-2010». – Уфа: 2010. – С.110-113.
   

Методические разработки.

9. Дворкин В.И. Временное методическое руководство по контролю за выработкой запасов многопластовых нефтяных и нефтегазовых месторождений геофизическими методами / В.И. Дворкин, Л.Р. Ахметова // ОАО НПФ «Геофизика», Уфа. – 2009. – 28с.