Надежный контроль динамики насыщенности как основа эффективного регулирования разработки нефтяного объекта

Токарева Надежда Михайловна, кандидат технических наук, доцент кафедры «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений»

методы электрометрии для контроля за динамикой нефтенасыщенности пластов. В настоящее время в УГНТУ разработано и внедрено несколько специальных обсадных колонн, позволяющих проводить замеры с помощью электрометрии [5, 6, 7]. Основой всех конструкций является элек-тронепроводящая обсадная труба с включением электропроводящих элементов. Для практического внедрения предложенных технологий было проведено большое количество экспериментальных исследований по оснастке специальных обсадных труб и возможности интерпретации результатов проведенных в них замеров [3].

Первое запатентованное предложение УНИ предполагало применение стеклопластиковых электронепроводящих обсадных труб с электропроводящими элементами [5]. В эти же годы американским нефтяником Г.М. Гроссманом запатентована конструкция специальных обсадных труб для проведения электрокаротажа. Созданная и испытанная нами в дальнейшем модель конструкции Г.М. Гроссмана показала ее неработоспособность, а примеры реализации данной конструкции в промышленности неизвестны [3].

Реализация первого патента [5] долгое время была невозможна ввиду отсутствия достаточно прочных стеклопластиковых обсадных труб. Альтернативой первому патенту явилась предложенная обсадная металлопластмассовая труба с электропроводящими элементами ОМПТ [6]. В обсадных трубах данной конструкции можно проводить низкочастотную электрометрию – боковой каротаж (БК) и боковое каротажное зондирование (БКЗ). При этом глубинность исследований на порядок выше, чем для методов радиометрии, отсутствуют ограничения по минерализации пластовых вод.

Перед промышленным внедрением ОМПТ был проведен полупромышленный эксперимент.

Для эксперимента была пробурена скважина на территории УНИ и спущена ОМПТ на основе НКТ. Глубина скважины и длина ОМПТ составляла 25 метров. Успешное проведение полупромышленного эксперимента позволило обратиться к руководству НК «Татнефть»за разрешением на проведение промышленного эксперимента [3].

Для проведения этого было выбрано НГДУ «Альметьевнефть». Все оборудование было изготовлено в г. Альметьевске, в основном на базе ЦБПО НГДУ «Альметьевнефть». Изготовленные в НГДУ ОМПТ были успешно внедрены на 8-й залежи Березовской площади Ромашкинского месторождения на скважине 17429.

В скважине 17429 в интервале бобриковских и тульских отложений было проведено более 10 исследований БКЗ. Полученные данные впервые в мировой практике позволили изучить процесс расформирования зоны проникновения [8,9].

Результаты промышленного эксперимента на месторождении республики Татарстан заинтересовали руководство объединения «Са-мотлорнефть». Cпециальные обсадные трубы производства НГДУ «Альметьевнефть» были успешно использованы в НГДУ «Белозернефть». В скважине 4132 Самотлорского месторождения интервал 1786-1810 метров пласта АВ4-5 был перекрыт ОМПТ. Проведение серии замеров БКЗ позволило изучить динамику насыщенности в переходной зоне и чистонефтяной зонах продуктивного пласта [10].

Для универсального использования контрольных скважин, оборудованных ОМПТ была разработана и запатентована конструкция специального контактного зонда (патент № 2073892) [11]. Применение таких зондов позволяет проводить боковое каротажное зондирование в перфорированной скважине. Таким образом, контрольная скважина становится контрольноэксплуатационной.

Позже у буровиков появилась возможность заказа и использования в качестве обсадной колонны электронепроводящих стеклопластиковых труб (СПТЭО) с формированной муфтовой резьбой на раструбе и нарезанной ниппельной резьбой, выпускавшихся заводом «Азерэлектро-изолит» в г. Мингечаури АзССР. Впоследствии данный тип труб был применен для целей контроля за процессами выработки запасов нефти.

Для повышения эффективности использования специальных обсадных труб был разработан и запатентован способ селективного вскрытия продуктивного пласта, который позволяет оценить степень нефтенасыщенности интервалов многопластового объекта с целью их дальнейшего избирательного вскрытия [7]. Основа данной конструкции специальных обсадных труб полностью состояла из стеклопластиковых труб. В таких трубах можно было проводить как низкочастотные замеры (БКЗ, БК), так и высоко- частотные замеры индукционного каротажа (ИК).

Необходимость применения комплекса методов электрометрии обусловлена двумя основными причинами. Во-первых, при исследовании пласта и призабойной зоны появляется несколько неизвестных, для определения которых в математическом смысле необходимо составить несколько уравнений, что возможно при применении бокового каротажного зондирования БКЗ.

Во-вторых, все методы электрометрии обладают разными разрешающими способностями. Методу бокового каротажного зондирования нет альтернативы как по глубинности исследования, возможности оценить состояние призабойной и удаленной зоны пласта, так и по возможности проведения исследований в широком диапазоне удельных электрических сопротивлений пласта.

Внедрение данной конструкции для проверки возможности оценки насыщенности продуктивного пласта методом электрометрии произведена на основе обработки геофизического материала по скважине № 6939 Николо-Березовской площади Арланского месторождения, геологические условия в районе данной скважины можно считать весьма типичными. Диаметр скважины составляет 216 мм. Исследовался интервал 1252 - 1377 метров. Колонна длиной 25 м, скомпонованная из стеклопластиковых труб с дискретными электропроводящими элементами была закреплена в интервале 1280 - 1305 м в.

Результаты многократных геофизических исследований с помощью всех видов электрометрии полностью подтвердили возможность мониторинга насыщенности пласта [12].

Весьма важным является бурение контрольной скважины 822Д на Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения, интервал терригенного девона в которой был перекрыт специальной обсадной колонной, позволяющей проводить БКЗ, БК и ИК. Скважина 822Д была пробурена 29.01.2002 г. , пашийские отложения в интервале 1840-1883 м были перекрыты обсадными стеклопластиковыми трубами с дискретной проводимостью конструкции УГНТУ [5]. Было проведено несколько комплексов геофизических исследований с помощью ИК, БК, БКЗ. Результаты исследований поддаются количественной интерпретации и показывают динамику изменения удельного электрического сопротивления (УЭС) по выделенным пластам, результаты которой хорошо согласуются как с данными высокочастотной электрометрии ИК, так и с данными низкочастотной электрометрии БК, БКЗ.

Наиболее интенсивное изменение УЭС происходит в пластах, залегающих в интервалах 1854-1854,5 м и 1861,2-1862,8 м. По данным всех методов электрометрии сохраняется постоянное УЭС пласта в интервале 1849,2-1852,7 м.

Данный метод является универсальным способом контроля за текущей нефтенасыщен- ностью и распределением остаточных запасов на поздней стадии разработки. Комплексная интерпретация результатов исследования позволит решить вопросы метрологии и традиционных методов контроля - ИННК и ИНГК, а также вопросы оценки скорости переформирования насыщенности в выработанных зонах пласта [13].

Одновременно с внедрением методов контроля с применением специальных обсадных труб конструкции УНИ-УГНТУ учеными ВНИИ-Нефтепромгеофизика проводилось внедрение стеклопластиковых обсадных труб [4].

Данная конструкция позволяет проводить временные замеры с помощью индукционного каротажа ИК. Глубинность методов ИК не менее одного метра, что позволяет исследовать как контрольные, так и контрольно-эксплуатационные скважины. На Арланском месторождении такими трубами оборудовано около 30 добывающих скважин. Нами была проведена комплексная интерпретация исследований скважин, обсаженных стеклопластиковыми хвостовиками (СПХ) на Николо-Березовской площади Арланского месторождения [14, 15, 16, 17].

Результаты временных замеров ИК сводились в геофизический планшет, при их интерпретации использовались следующие методические приемы:

• -    вокруг контрольной скважины выделялся участок с окружающими добывающими скважинами; по нему строился график разработки; по каждой скважине также строился график эксплуатации;

• -    по всем скважинам участка прослеживалась динамика плотности добываемой воды, далее строился результирующий график динамики плотности воды по всему опытному участку с пересчетом на удельное электрическое сопротивление воды ρ _в;

• -    для учета гидродинамических условий использовались карты изобар по верхней и нижней пачкам ТТНК.

Всего было построено 12 графиков разработки по опытным участкам и 213 графиков эксплуатации по скважинам за период с 1985 по 2004 год. График разработки по группе окружающих скважин показывает интегральную характеристику динамики показателей разработки опытного участка. Графики эксплуатации окружающих скважин показывают дифференциальную характеристику динамики показателей разработки.

Анализ карт изобар позволяет оценить направление линий тока, градиенты давлений, положение нейтральных линий тока, возможное положение застойных зон.

Совместное рассмотрение результатов серии замеров электрометрии в обсаженной скважине с графиками разработки опытного участка, эксплуатации окружающих скважин, гидродинамическими данными и с учетом динамики удельного сопротивления воды позволило более обоснованно проводить интерпретацию результатов ГИС [17].

РЕЗУЛЬТАТЫ И ИХ ОБСУЖДЕНИЕ

Анализ исследований ИК по восемнадцати скважинам за более чем 10 лет позволяет сделать вывод, что истощение какого-либо объекта в какой-либо скважине не может быть признаком истощения его по площади на том или ином участке. Из-за сложности геологического строения между скважинами всегда остаются зоны с трудноизвлекаемыми запасами, застойные и тупиковые зоны, имеющие худшие коллекторские свойства. Эти зоны сохраняют внутрипластовое давление и в разработке не участвуют. Часть пласта с хорошими фильтрационно-емкостными характеристиками многократно промывается закачиваемыми водами и имеет геостатическое давление. Если по каким-либо причинам геостатическое давление становится меньше внутрипластового, то застойные и тупиковые зоны становятся зоной питания истощенной части пласта. При этом Кн возрастает. Такое явление наблюдалось скважине № 10248 и др [14 ,15 ,16, 17].

По промысловой обстановке все скважины с СПХ можно разделить на следующие группы:

• I.    Группа скважин, в которых продуктивные пласты имеют остаточную нефтенасы-щенность.

На рис. 1 по скважине с СПХ №1802 показана динамика изменения насыщенности по десяти геофизическим и шести литологическими интервалам ТТНК. Остаточная нефтенасыщен-ность по отдельным геофизическим интервалам находится в пределах от 50 до 40%. Учитывая сложное строение участка и возможное наличие подвижной нефти можно рекомендовать ее до-извлечение. Основным и достаточно трудоемким способом доизвлечения может быть комплексная технология, заключающаяся в отключении наиболее обводненных пластов (различные вариации потокоотклоняющих технологий) и использование в процессе ППД – ПАВ слабой концентрации, что позволит увеличить коэффициент вытеснения.

• II.    Добывающие скважины с СПХ, продуктивные пласты которых промышленно нефтенасыщены

  На рис. 2 по скважине 171А показана динамика текущей нефтенасыщенности по пяти геофизическим и четырем литологическим интервалам. В литологическом интервале 1487,0 – 1505,8 текущая нефтенасыщенность равна остаточной. В литологическом интервале 1478 – 1487 текущая нефтенасыщенность по двум геофизическим интервалам 1478,0 – 1485,0 и 1485,0 – 1487,0 на 2001 год соответственно равна 74 и 82% и за одиннадцать лет разработки снизилась соответственно на

50 Кн, %

0 1987

^' ^

1993 ^Год

Интервал исследования

Рис. 1. Результаты временных замеров текущей нефтенасыщенности с помощью ИК для различных пластопересечений в продуктивном пласте контрольной скважины №1802

Николо-Березовской площади

.^ ^?

Интервал исследований,

1474,0-1475,0

1478,0-1485,0

1485,0-1487,0

1487,0-1493,0

1503,0-1505,8

Рис. 2. Результаты временных замеров текущей нефтенасыщенности с помощью ИК для различных пластопересечений в продуктивном пласте контрольной скважины №171А Николо-Березовской площади х^ х

^’ Xй'

^- дата

4 и на 2 пункта. По верхнему литологическому интервалу 1474 – 1475 м. за время разработки текущая нефтенасыщенность снизилась на 15 пунктов и в настоящее время составляет 61%. Таким образом, интервал 1478 – 1487 метров не вырабатывается, а его интенсификация возможна путем бурения боковых стволов.

При рассмотрении возможности применения специальных скважин для контроля за разработкой возникает вопрос о необходимом их количестве. Данная проблема решалась с помощью задачи о наименьшем покрытии графа.

Таблица 1. Число контрольных скважин для залежей с различной геолого-физической характеристикой и различными запасами, %

Характеристика объектов	Запасы, млн.т
	<5	5-20	20-100
Относительно однородные с маловязкой нефтью	18 (18)	12 (9)	10 (6)
Относительно неоднородные с высоковязкой нефтью	20 (20)	14 (11)	12 (7)
Весьма неоднородные с высоковязкой нефтью	30 (30)	20 (18)	16 (14)

Примечание. В скобках число одновременно работающих контрольных скважин, %

Проведенный графо-аналитический анализ показал, что наибольший процент контрольных скважин необходим на объектах с небольшими запасами. С увеличением запасов по объектам разработки процент контрольных скважин будет уменьшаться до стабилизации этого значения для крупных месторождений. Для небольших месторождений число одновременно работающих контрольных скважин равно числу всех контрольных, а для средних и крупных составляет часть этого числа (табл. 1).

Так как практически ввод требуемого числа контрольных скважин всегда будет затруднен, то при подходящих геологических условиях необходимо иметь контрольно-эксплуатационные скважины, а иногда использовать в качестве контрольных эксплуатационные скважины, в которых достигнуто динамическое равновесие флюидов в пласте и в скважине в результате полной перфорации и освоения водоносной, переходной и нефтеносной зон.

Для полного решения проблем контрольных скважин необходимо иметь также контрольноэксплуатационные скважины, которые могут служить контрольными и эксплуатационными на один и тот же пласт одновременно [18].

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Имеющиеся в настоящее время техникотехнологические разработки с использованием специальных обсадных труб позволяют проводить мониторинг насыщенности продуктивного пласта на любых стадиях разработки

Количество скважин со специальной оснасткой для подобного мониторинга составляет незначительный процент от общего числа добывающих скважин.