Метод фотоколориметрии нефти.

Основан метод на определении коэффициента светопоглощения нефти К_сп’, который зависит от содержания в нефти окрашенных веществ (смол и асфальтенов). К_сп нефти определяют путем исследования пробы нефти, отобранной на устье скважины, с помощью фотоколориметрии. Обычно его значение изменяется в достаточно широких пределах по площади залежи и по толщине.

Рис.7. Определение неработающих пластов в добывающей скважине по данным комплекса НГМ-ННМт.

На рис. 7 приведен пример выделения работающих и неработающих пластов в безводной эксплуатационной скважине нейтронными методами. Здесь верхние три прослоя по комплексу НГМ-ННМт выделяются как нефтеносные, следовательно, они работают. Нижний, нефтеносный по данным электрометрии, перфорированный пласт, видимо, не работает, так как на диаграммах радиометрии он выделяется как водоносный. Поскольку скважина работает безводной нефтью, можно полагать, что этот пласт загрязнен фильтратом раствора, а это в свою очередь указывает на то, что приток из него не вызван.

Как уже указывалось, важную информацию о степени охвата пласта процессом вытеснения дают данные о пластовом давлении. Однако в условиях совместной работы пластов в скважине фиксируется давление, соответствующее наиболее активно работающему пласту. Данные о пластовом давлении в каждом из пластов можно получить косвенным способом — путем исследования скважины методом установившихся отборов с определением дебита пластов глубинным потокоме-ром и замером забойного давления, общего для всех пластов. Построение по этим данным индикаторных диаграмм и экстраполяция их до оси давлений позволяют найти значения пластового давления для каждого пласта в отдельности.

Для построения карт охвата пластов многопластового объекта воздействием проводят систематизацию и обобщение в комплексе всей имеющейся промыслово-геологической информации об особенностях геологического строения объекта разработки, применяемой системы разработки, о работе каждого пласта в скважинах, взаимодействии добывающих и нагнетательных скважин.

Обобщение данных проводят примерно в такой последовательности.

Вначале обобщают все данные о строении объекта разработки: для каждого пласта многопластового объекта строят карты, характеризующие его макро- и микронеоднородность по площади, - карты распространения коллекторов в целом и коллекторов разных типов. Эти карты используются в качестве геологической основы для анализа.

Затем обобщают все имеющиеся данные о работе пластов в каждой действующей нагнетательной и добывающей скважине: выделяют работающие и неработающие пласты, определяют приемистость и дебиты работающих пластов.

При обобщении информации о работе пластов полезно разделить ее по степени надежности на несколько групп.

К группе самых достоверных данных следует относить информацию, полученную по скважинам, в которых перфорирован только один пласт. В этом случае все данные о работе скважины (дебит или приемистость, обводненность, пластовое давление, газовый фактор и др.) соответствуют данным о работе именно этого пласта. Обработка такой информации наиболее проста и не требует специальных приемов.

Ко второй группе данных, менее достоверных, следует относить информацию по скважинам, в которых перфорировано два-три пласта или более, но работает только один пласт. В этом случае дебит (приемистость), замеренный на поверхности, а также пластовое давление могут быть отнесены только к работающему пласту. Достоверность материалов этой группы зависит от степени надежности доказательств того, что в данной скважине действительно работает только один конкретный пласт. Прямыми доказательствами служат данные глубинной потокометрии, термометрии, Кси нефти и др.

При большом фонде скважин, при механизированной эксплуатации и т.д. количество таких доказательств часто оказывается ограниченным. В таких случаях привлекают косвенные данные. Скважины, в которых охвачен вытеснением лишь один из перфорированных пластов, могут быть достаточно надежно выделены путем тщательного сопоставления перфорированных пластов в нагнетательных и ближайших добывающих скважинах и изучения характера их взаимодействия. При этом исходят из следующих рассуждений. Допустим, в нагнетательной и ближайшей добывающей скважине в связи с макронеоднородностью перфорированы одноименный пласт и по одному разноименному пласту. При явной реакции добывающей скважины на закачку воды можно уверенно считать, что в нагнетательной скважине воду принимает (т.е. в районе этой скважины охвачен вытеснением) пласт, имеющийся в обеих скважинах. При значительной приемистости нагнетательной скважины, но при отсутствии влияния на добывающую скважину (если нет оснований для предположения о наличии литологического или другого экрана между скважинами) можно сделать вывод о том, что в нагнетательной скважине воду принимает лишь пласт, отсутствующий в рассматриваемой добывающей скважине.

Рис.8. Выделение работающих пластов по взаимодействию скважин:

А- работает только пласт, Б- работает только пласт; пласты: 1-перфорированные, 2- работающее, 3- неработающие; скважины: 4- нагнетательные, 5- добывающие, но хорошо реагирующие на закачку, 6- добывающие, не реагирующие на закачку; а-д- индексы пластов.

Поясним изложенный методический прием на конкретном более сложном примере (рис. 8, а). Закачка воды ведется через скв. 2, в которой перфорированы пласты, а, б, в и д. В соседней добывающей скв. 1, которая устойчиво фонтанирует при неизменном пластовом давлении, перфорированы три идентичных интервала — пласты а, б и в, а также пласт г, отсутствующий в нагнетательной скв. 2. В этом случае молено уверенно сказать, что в скв. 2 воду принимает один или несколько из пластов а, б и в, но какой из них (или какие), неизвестно. В другой эксплуатационной скв. 3 перфорированы пласты а, б, г и д. Скв. 3 на закачку воды в скв. 2 не реагирует (прекратила фонтанирование, пластовое давление снижено). Следовательно, в нагнетательной скв. 2 воду принимает лишь пласт, в котором и взаимодействуют скв. 2 и 1. Остальные пласты в районе этих скважин процессом вытеснения не охвачены — пласты а, б, д в связи с тем, что они не принимают воду, а пласт г потому, что он отсутствует в разрезе нагнетательной скважины.

В другом примере (рис. 8, б) в нагнетательной скв. 5 перфорированы пласты а, б и г. В добывающей скв. 4 перфорированы пласты а и б, а также пласт д; в добывающей скв. 6 — пласты а и г, а также пласт в. Если из этих двух добывающих скважин на закачку воды реагирует только скв. 6, то воду принимает пласт г. Подбирая таким путем добывающие скважины с разными перфорированными пластами и анализируя их взаимодействие с нагнетательными, можно выявить скважины, в которых работает только один пласт, и использовать данные о работе скважины в целом для характеристики этого пласта.

К третьей группе данных следует относить информацию по наиболее значительным по размерам участкам эксплуатационного объекта, где одновременно работают два или несколько пластов. Эта информация в целом оказывается наименее достоверной вследствие недостаточного количества исследованных скважин, а также из-за погрешностей в измерениях.

Для выделения работающих пластов и распределения дебита (приемистости) между ними следует использовать все прямые и косвенные данные. В первую очередь анализируют все имеющиеся данные исследования пластов в скважинах. На участках, не имеющих информации, но прилегающих к исследованным скважинам с несколькими работающими пластами и к участкам, освещенным информацией первой и второй групп, применяют косвенный прием, используемый для выделения одного работающего пласта, но позволяющий выделить здесь два и более одновременно работающих пласта. При распределении дебита (приемистости) между пластами учитывают соотношение значений толщины и проницаемости пластов в каждой рассматриваемой скважине. Правильность распределения оценивают, сравнивая анализируемую часть участка с другими его частями с близкой характеристикой, хорошо освещенными глубинными исследованиями, и при необходимости вносят коррективы.

Всю информацию о работе каждого пласта в добывающих и нагнетательных скважинах наносят на карты распространения коллекторов. Затем по аналогии с однопластовым объектом в пределах каждого пласта многопластового объекта выделяют зоны, охваченные и не охваченные процессом вытеснения.

Рекомендуемая литература:

1. Кудинов В.И. Основы нефтепромыслового дела. М.-И., 2004.

2. Орлов В. С. Проектирование и анализ разработки нефтяных месторож­дений при вытеснении нефти водой. М., Недра, 1973.

3. Оценка промышленных запасов нефти, газа и конденсата/Л. Ф. Демен­тьев, Ю. В. Шурубор, В. И. Азаматов и др. М., Недра, 1981.

4. Правила разработки газовых и газоконденсатных месторождений. М.,Недра, 1971

5. Регулирование процессов эксплуатации нефтяных залежей М., Наука, 1976.

Контрольные вопросы:

1. Главная цель глубинных исследований.

2. Недостаток метода радиоактивных изотопов.

3. Что предусматривает использование термометрического метода?

4. Главное отличие метода термокондуктивной потокометрии.

5. Для чего используются карты распространения коллекторов?

Глоссарий:

Пакер - служит для перекрытия сечения скважины и для направления потока жидкости через измерительную камеру, в которую помещена турбинка.

Продуктивность скважин - характеристика добывающей скважины (нефтяной, газовой, водяной), определяющая отбор пластового флюида при её эксплуатации.

Индикаторная диаграмма - графическое изображение зависимости между дебитом скважины и перепадом давления.

Эксплуатационный объект - один или не­сколько пластов, которые эксплуатируются скважиной одновре­менно (совместно).

Нагнетательная скважина - предназначается для закачки в продуктивные пласты воды, газа, теплоносителей, а также воздушной или парокислородно-воздушной смеси и др.