Поддержание пластового давления закачкой воды. Виды заводнения залежей.
Законтурное заводнение. Скважины располагают в законтурной водоносной части пласта (рис. 7.1). применение законтурной системы разработки возможно тогда, когда водонефтяной контакт при достижимых перепадах давления может перемещаться. Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности. Линия нагнетания располагается примерно в 300-800 м от контура нефтеносности.
Рис. 7.1. Принципиальная схема закономерного заводнения:
Законтурное заводнение целесообразно: при хорошей гидродинамической связи нефтеносного пласта с областью размещения нагнетательных скважин; при сравнительно малых размерах залежи нефти, когда отношение площади залежи к периметру контура нефтеносности составляет 1,5-1,75 км. При больших значениях создаваемое давление в законтурной части практически не оказывает влияние на пластовое давление в центре залежи, в результате там наблюдается быстрое падение пластового давления; при однородном пласте с хорошими коллекторскими свойствами как по толщине пласта, так и по площади.
Приконтурное заводнение. Размещение нагнетательных скважин в непосредственной близости от контура нефтеносности или между внешним и внутренним контурами нефтеносности. Приконтурное заводнение применяется: при ухудшенной гидродинамической связи пласта с внешней
областью;для интенсификации процесса эксплуатации, так как
фильтрационные сопротивления между линиями нагнетания и отбора
уменьшаются за счет их сближения.Однако вероятность образования языков обводнения и прорыва воды к отдельным скважинам эксплуатационных рядов увеличивается. С энергетической точки зрения приконтурное заводнение более экономично, хотя при хорошей гидропроводности внешней области потери нагнетаемой воды неизбежны.
Рис. 7.2. Схемы внутриконтурного заводнения.
а) с разрезанием залежи; б) осевое
Добывающие скважины располагают рядами параллельно рядам водонагнетательных скважин. В практике применяют следующие виды внутриконтурного заводнения. Осевое, когда нагнетательные скважины разрезают залежь по оси складки (рис. 7.2-6). Применяется для спокойных пологозалегающих антиклинальных складок. В этом случае представляется возможность вместо нескольких линий нагнетания иметь одну. Очаговое, когда воздействию заводнения подвергаются отдельные участки залежи (рис. 7.3).
Рис. 7.3. Схема очагового заводнения в сочетании с законтурным.
Очаговое заводнение целесообразно на средних и поздних стадиях эксплуатации залежи, когда решаются вопросы довыработки запасов нефти из неохваченных основным процессом разработки пропластков, целиков и тупиковых зон. Как правило, при очаговом заводнении используют под нагнетание добывающие скважины, расположенные рационально по отношению к окружающим добывающим скважинам и в зоне пласта с повышенной проницаемостью.
Блоковые системы разработки находят применение на месторождениях вытянутой формы с расположением рядов водонагнетательных скважин чаще в поперечном направлении. Принципиальное отличие блоковых систем состоит в том, что блоковые системы предполагают отказ от законтурного заводнения (рис. 7.4). как видно из схемы, ряды водонагнетательных скважин разрезают единую залежь на отдельные участки (блоки) разработки.
Блоковые системы предполагают расположение нагнетательных скважин в направлении перпендикулярном к линии простирания складки.
Избирательная система заводнения является разновидностью площадного заводнения и применяется на залежах нефти со значительной неоднородностью.При системе избирательного заводнения разработка залежи осуществляется в следующем порядке. Залежь разбуривают по равномерной треугольной и четырехугольной сетке, и затем все скважины вводят в эксплуатацию как добывающие. Конструкция скважин подбирается таким образом, чтобы любая из них отвечала требованиям, предъявляемым к добывающим и нагнетательным скважинам. Площадь залежи нефти обустраивают объектами сбора нефти и газа и объектами ППД так, чтобы можно было освоить любую скважину не только как добывающую, но и как нагнетательную.
Барьерное заводнение.При разработке газонефтяных месторождений с большим объемом газовой шапки может ставиться задача одновременного отбора нефти из нефтяной оторочки и газа из газовой шапки.В связи с тем, что регулирование отбора нефти и газа, а также пластового давления при раздельном отборе нефти и газа, не приводящим к взаимным перетокам нефти в газоносную часть пласта, а газа в нефтеносную часть, весьма затруднено, прибегают к разрезанию единой нефтегазовой залежи на отдельные участки самостоятельной разработки. Водонагнетательные скважины при этом располагают в зоне газонефтяного контакта, а закачку воды и отборы нефти и газа регулируют таким образом, чтобы происходило вытеснение нефти и газа водой при исключении взаимных перетоков нефти в газовую часть залежи, а газа в нефтяную часть. Этот метод позволяет вести одновременную добычу нефти из нефтенасыщенной части и газа из газовой шапки. Метод применяется редко, так как создать надежный барьер между нефтью и газом крайне сложно.
Заводнение нефтяных пластов
В 1948 г. на Туймазинском нефтяном месторождении» (Башкортостан) впервые в отечественной практике был осуществлен промышленный эксперимент по закачке воды в пласт, имеющий целью не только восстановить пластовое давление до первоначального уровня, но и несколько повысить его, создав тем самым условия для увеличения отборов. Метод получил название «поддержание пластового давления» (ППД).
При организации ППД наиболее сложным из вопросов и до сих пор решенных не полностью, является достижение максимального вытеснения нефти из пласта при эффективным контроле и регулировании процесса.
Чем больше различие между этими показателями, тем сложнее идет процесс вытеснения.
Извлечение нефти из пористой среды не является простым поршневым вытеснением. Здесь имеет место и смешивание агентов, и разрыв струи нефти, и образование отдельных, чередующихся потоков нефти и воды, и фильтрация по капиллярам и трещинам, и образование застойных и тупиковых зон.
Механизм вытеснения нефти из пор пласта схематично представлен. Здесь показан разрыв потока нефти, образование капель, уносимых водой, прилипание нефти к породе и ее сопротивление напору воды.
Поддержание пластового давления, появившиеся у нас в стране вначале под названием законтурного заводнения, получило повсеместное распространение. Сегодня оно является не вторичным способом добычи нефти, каким оно именовалось вначале, а непременным условием рациональной разработки залежи с перовых дней, закладывается в проекты разработки и осуществляется более чем на 90% месторождений.
Если процесс ППД ведется с начала разработки месторождения, объем закачиваемой воды устанавливается соотношением:
где: Qh — объем нагнетаемой воды; Qx — объем добываемой жидкости.
При организации ППД после некоторого времени разработки залежи, объем закачиваемой воды 0, должен превышать объем отбираемой жидкости на количество, обеспечивающее интенсивный прирост пластового давления. Необходимо также предусмотреть компенсацию потерь закачиваемой жидкости на различные виды утечек.
Критерием нормального ведения процесса является величина пластового давления в зоне отбора, которое должно иметь тенденцию к росту или стабилизации.
Законтурное заводнение
Законтурное заводнение предполагает закачку воды в нагнетательные скважины, расположенные за внешним контуром нефтеносности. При этом решаются вопросы наиболее оптимального удаления нагнетательных скважин от эксплуатационных, величины давления нагнетания и объема закачки. По мере удаления контура нефтеносности от нагнетательных скважин и обводнения первого ряда эксплуатационных скважин фронт нагнетания переносится.
Законтурное заводнение эффективно при наличии следующих факторов:
Схема законтурного заводнения:
1- внешний контур нефтеносности; 2 — внутренний контур; 3 — нагнетательные скважины; 4 — эксплуатационные скважины; 5 — контрольные скважины.
К недостаткам законтурного заводнения можно отнести:
а) большие потери закачиваемой воды из-за ее утечек в сторону, противоположную области нагнетания, что приводит к дополнительным затратам энергии;
б) удаленность линии нагнетания от зоны отбора, что
требует значительных затрат энергии на преодоление гидравлических потерь;
в) замедленная реакция фронта отбора, на изменение условий на линии нагнетания:
г) необходимость сооружения большого количества нагнетательных скважин, их удаленность от основных объектов закачки, что удорожает систему.
Разновидностью законтурного заводнения является приконтурное заводнение, при котором нагнетательные скважины располагаются вблизи эксплуатационных или между внешним и внутренним контуром нефтеносности. Оно применяется при слабой гидродинамической связи пласта с внешней областью, при небольших размерах залежи.
Внутриконтурное заводнение
Внутри контурное заводнение предполагает закачку воды непосредственно в нефтяную зону, организацию одного или нескольких рядов нагнетательных скважин в центре месторождения и расчленения за счет этого залежи на отдельные участки-блоки, разрабатываемые самостоятельно. Разрезание может быть осуществлено на полосы, прямоугольники, квадраты и т.д. Экономичность данного метода заводнения очевидна: повышается коэффициент полезного действия системы за счет исключения оттока жидкости, приближения фронта нагнетания к фронту отбора.
Схема внутриконтурного заводнения:
1 — законтурные нагнетательные скважины; 2 — эксплуатационные скважины; 3 — разрезающие ряды нагнетательных скважин; 4 — контур нефтеносности.
Разновидностями внутриконтурного заводнения являются площадное, очаговое, избирательное, блочное.
Площадное заводнение предусматривает размещение нагнетательных скважин на площади месторождения. Площадное наводнение организуют обычно на поздней стадии разработки месторождения, когда начинается интенсивное обводнение залежи и другие методы заводнения не достигают цеди. Нагнетательные скважины располагают по геометрической сетке: пяти-, семи- или девятиточечной. При этом на одну нагнетательную скважину приходится при пятиточечной схеме одна эксплуатационная, при семиточечной — две, девятиточечной — три.
Очаговое заводнение схематично может быть представлено в виде одной или нескольких нагнетательных скважин, располагаемых в центре залежи и некоторого количества эксплуатационных на периферии. Такой способ заводнения характерен для небольших по площади, локализованных залежей (линзы, застойные зоны).
Избирательное заводнение применяют для вытеснения нефти из отдельных, плохо дренированных пластов, неоднородных по простиранию.
Для его применения необходима информация о характеристике разреза, нарушениях и связях продуктивного пласта с другими. Такие данные можно иметь после некоторого времени разработки залежи, поэтому избирательное заводнение применяют на поздней стадии разработки.
Блочное заводнение состоит в разрезании залежи на отдельные части и оконтурировании каждой из них нагнетательными скважинами. Внутри каждого блока бурят добывающие скважины, число и порядок расположения которых определяют расчетами. Блочное заводнение позволяет вводить в разработку месторождение сразу до его полного изучения и таким образом сократить время разработки. Это эффективно для больших месторождений.
Опыт применения заводнения на месторождениях
Основываясь на 55-летнем эксплуатации Туймазинского месторождения, можно сказать, что технология заводнения оправдала себя. Вопросы, которые пришлось решать здесь, касались массы проблем: это и наиболее целесообразное расположение нагнетательных скважин, и освоение их под закачку, подготовка пресных и сточных вод и их нагнетание в пласт.
Нельзя сказать, что все проблемы к сегодняшнему дню решены, однако являются очевидными такие факты, что разработка месторождения по предложенной технологии оказалась эффективной, что подтверждается графиками.
По ним можно установить:
-добыча нефти фонтанным способом до 1960 г. была преобладающей в общей добыче всеми способами, т.е. в течение более 16 лет после открытия Девона.
График разработки Туймазинского нефтяного месторождения.
Негативными последствиями заводнения можно считать следующие:
Система ППД постоянно совершенствуется по следующим направлениям:
Нестационарное заводнение — технология, при которой объемы закачки воды и номера нагнетательных скважин изменяются во времени.
Циклическое заводнение — разновидность нестационарного заводнения, идея которого состоит в том, что нагнетание воды ведется в виде определенных циклов по схеме «нагнетание-остановка».
Циклическое заводнение
Метод циклического заводнения основан на представлении о том, что периодическая закачка воды в пласт взамен непрерывной может вызвать перераспределение давлений в пропластках различной проницаемости. Это значит, что из зон, насыщенных нефтью и имеющих низкую проницаемость, при снижении давления, вызванного прекращением закачки, начнется переток нефти в зоны повышенной проницаемости. Последние, как правило, более обводнены и, вследствие лучшей характеристики, в них быстрее снижается давление. Кроме того, капиллярные силы создают дополнительное сопротивление для перемещения воды в низкопроницаемых поровых каналах, что благоприятствует перемещению нефти.
По разным данным рекомендуемый цикл «закачка-остановка» может составлять от 10 до 80 суток, и он должен отрабатываться непосредственно в условиях месторождения.
Следует учесть, что при увеличении срока работы залежи в условиях отсутствия закачки, могут наступить необратимые процессы, связанные с резким падением пластового давления, отказами скважинных насосов и т. д. поэтому здесь выступает на первый план контроль за работой скважины и системы в целом.
Прекращение закачки может вызвать снижение пластового давления до критических величин, и оно может быть восстановлено за счет ограниченных мощностей системы ППД.
КОНТРОЛЬ ЗАВОДНЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
Контроль разработки продуктивных пластов предусматривает непрерывный на протяжении всей разработки сбор и обобщение данных о характере внедрения воды в пласты эксплуатационного объекта. Рациональный комплекс наблюдений зависит от геолого-физических условий, применяемых систем разработки и соответственно от ожидаемых закономерностей внедрения воды. Лишь при четко организованном контроле возможно правильное определение мер по регулированию процесса перемещения воды в пластах.
К задачам контроля заводнения относятся следующие:
Ø установление на определенную дату (обычно на начало каждого года) положения границ той части залежи, из которой нефть вытеснена водой, т.е. определение текущего положения ВНК, контуров нефтеносности и разделов между закачиваемой водой и нефтью;
Ø определение скорости перемещения воды в пластах;
Ø определение коэффициента нефтеизвлечения в заводненном объеме.
Эти задачи решаются на основании данных исследования скважин. В настоящее время нет универсального метода, позволяющего уверенно фиксировать положение текущих границ внедряющейся в залежь воды. Поэтому необходимо применять комплекс методов и проводить совместный анализ получаемых результатов. Для каждой залежи, исходя из геологических предпосылок особенностей внедрения воды в продуктивные пласты, следует обосновывать и применять свою систему контроля.
В настоящее время разработаны и применяются прямые методы, такие как контроль по данным о динамике обводнения скважин, гидрохимические и промыслово-геофизические методы, а также косвенные, основанные на систематизации и обобщении различной геолого-промысловой информации.
Рассмотрим основные, наиболее эффективные методы контроля.
Контроль по данным обводнения скважин предусматривает определение границ внедрения воды на основе систематического наблюдения за обводнением добывающих скважин. Этот метод наиболее прост и не требует применения специальных глубинных приборов. Обводненность продукции скважин определяется путем исследования проб жидкости, отбираемых на устье скважин. В результате получают данные о времени появления воды в продукции каждой скважины, о доле воды в жидкости (процент обводнения) на различные даты.
Гидрохимические методы контроляоснованы на наблюдениях за химическим составом попутных вод, которые проводятся в комплексе и одновременно с контролем обводненности продукции скважин. При этом определяют минерализацию, плотность и характерные компоненты химического состава попутной воды, а также содержание искусственных индикаторов, если они подаются в закачиваемую через нагнетательные скважины воду.
Контроль за внедрением воды по данным об обводнении скважин достаточно эффективен лишь для однопластовых объектов. При разработке залежи на природном водонапорном режиме или при законтурном заводнении появление воды в ранее безводных скважинах может означать следующее. Если скважина расположена в водонефтяной зоне и в ней перфорирована верхняя часть нефтенасыщенной толщины пласта, то начало ее обводнения связано с подъемом ВНК и совпадает с моментом, когда поверхность ВНК достигает нижних перфорированных отверстий. Однако следует учитывать, что в случае монолитного пласта вода в продукции скважины может появиться и тогда, когда текущий ВНК еще остается ниже перфорационных отверстий на 2-3 м. Причиной раннего появления воды может быть конусообразование, разрушение глинистой корки в заколонном пространстве под действием перепада давления между перфорированной и водяной частями пласта при работе скважины. В этом случае положение текущего ВНК по данным обводнения может быть несколько завышенным.
Для определения положения текущего ВНК в пределах интервала перфорации по данным о доле воды в продукции скважины предложены различные формулы и эмпирические зависимости. Однако точность количественных определений положения ВНК по этим данным обычно низка. Поэтому показатели обводненности скважины пригодны только для качественных заключений. Если обводненность низкая, то считают, что текущий ВНК расположен в нижней части интервала перфорации; если обводненность высокая, значит, текущий ВНК находится ближе к верхним перфорационным отверстиям.
Появление пластовой воды в скважине, расположенной в пределах начального внутреннего контура нефтеносности залежи, указывает на перемещение внутреннего контура нефтеносности в связи с подъемом ВНК. Зная моменты прохождения текущего внутреннего контура через различные скважины, можно фиксировать его положение на различные даты и определять скорость движения на разных участках залежи. Переход скважины на работу только водой указывает на прохождение через эту точку залежи и внешнего контура нефтеносности. На практике этот момент фиксируется с некоторой долей приближенности, поскольку добывающие скважины обычно отключаются при обводненности 95-98 %.
При заводнении однопластовой залежи данные о начале обводнения скважин закачиваемой водой дают возможность достаточно уверенно фиксировать положение передней границы фронта нагнетаемой воды. При этом, исходя из характера строения пласта по толщине, можно судить, по какой ее части закачиваемая вода подошла к добывающей скважине, а какая ее часть на эту дату осталась нефтенасыщеннои.
Использование данных об обводнении скважин для контроля за заводнением многопластовых объектов малоэффективно.
Пример выявления заколонной циркуляции по одной из добывающих скважин Ромашкинского месторождения приведен на рис. 110.
В пластах с высокой вертикальной проницаемостью массовое обводнение скважин может быть связано с образованием конусов подошвенной воды (рис. 111). По залежам с установленным конусообразованием данные об обводнении скважин не могут быть использованы для контроля за внедрением воды.
Промыслово-геофизические методы, используемые для контроля заводнения пластов в скважинах, молено разделить на две большие группы: электрометрические и другие виды исследований, проводящиеся в открытом стволе скважин при бурении, и радиометрические, проводящиеся в обсаженных скважинах после их бурения и в процессе эксплуатации.
Рис. 110. Выделение интервала заколонной циркуляции кислородным нейтронно-активационным методом.
Замеры в скважинах: 1 — работающей, 2 — остановленной; интервалы: 3 — перфорации, 4 — заколонной циркуляции
Рис.111. Схема образования конуса воды при наличии подошвенной воды.
Коллекторы: 1 — нефтенасыщенные, 2 — водонасыщенные, 3 — заводненные за счет конусообразования
Исследования в открытом стволе дают ценную информацию по новым скважинам, которые в значительном количестве бурятся позже скважин основного фонда (резервные, оценочные и др.). В этих скважинах с помощью электрометрических методов (БКЗ, СП, ГМ, ИНГМ и др.) достаточно уверенно определяют текущее положение ВНК или выделяют интервалы пластов, заводненные минерализованными водами (рис. 112). Сложнее выделить интервалы пластов-коллекторов на участках, по которым к моменту бурения скважин прошла закачиваемая пресная вода, характеризующаяся высоким электрическим сопротивлением и низким хлорсодержанием, поскольку по данным ГИС их труднее отличать от нефтенасыщенных интервалов.
Основными промыслово-геофизическими методами контроля динамики заводнения пластов на разные даты служат нейтронные методы, применяемые в обсаженных скважинах. Они дают возможность отличать интервалы пластов, насыщенные нефтью или пресной водой, от интервалов, насыщенных пластовой минерализованной водой (с хлорсодержанием). Наиболее широко применяются методы НГМ и ННМ. Иногда этот комплекс дополняется методами НГМнт, ГМ и НА. Хорошие результаты дают исследования импульсным генератором нейтронов. Возможности применения указанных методов значительно расширились после внедрения малогабаритных приборов, позволяющих проводить исследования через насосно-компрессорные трубы в фонтанирующих скважинах.
Наиболее результативны нейтронные методы в скважинах с неперфорированной колонной в интервале исследования, где состав жидкости по стволу скважины не меняется. В этих случаях изменения на диаграммах радиометрии в исследуемом интервале на разные даты однозначно могут быть связаны только с изменением насыщенности 
коллекторов.
Рис. 112. Пример определения текущего ВНК по данным электрометрии.
Пласты: 1 — нефтенасыщенные, 2 — заводненные закачиваемой водой, 3 — водонасыщенные
Для проведения таких исследований в разных частях залежи бурят специальные контрольные скважины, в которых колонны остаются неперфорированными.
Подобные исследования нейтронными методами проводятся также в фонтанных добывающих скважинах, в которых по каким-либо причинам часть пластов не перфорирована. Наиболее благоприятны для этой цели условия действующих добывающих скважин на месторождениях, где в разработку введены два или больше эксплуатационных объекта. В этих случаях для контроля за заводнением верхних неперфорированных объектов можно привлекать скважины, эксплуатирующие нижний объект, а скважины верхнего объекта можно использовать для контроля заводнения нижних, вскрытых бурением, но неперфорированных пластов. Однако это возможно при наличии ряда условий.
Рис. 113. Применение НГК для контроля за заводнением пластов, не вскрытых перфорацией.
Условные обозначения см. на рис. 112
Как уже отмечалось, возможности выделения в разрезе скважины с неперфорированной колонной интервалов, заводненных закачиваемой пресной водой, обычно ограничены, так как с помощью нейтронных методов практически невозможно отличить интервалы, насыщенные нефтью, от интервалов, насыщенных пресной водой. Такие заводняющиеся интервалы могут быть выделены на ранних стадиях внедрения воды. При внутриконтурном заводнении это обусловлено тем, что в процессе движения по пласту первая порция закачиваемой воды осолоняется за счет остаточной минерализованной воды продуктивного пласта. В результате этого перед фронтом пресной воды обычно имеется оторочка минерализованной воды. При достаточной периодичности замеров методами радиометрии в контрольных неперфорированных скважинах в краткий период прохождения оторочки осолоненной воды возможно выявить пласты или отдельные их интервалы, обводняющиеся закачиваемой пресной водой.
Исследование с помощью того же комплекса через год показало, что нижняя часть пласта уже обводнена пресной водой (кривая ННКт вновь совместилась с кривой НГК). Верхняя часть этого пласта оставалась заводненной осолоненной водой. В то же время осолоненная вода внедрилась в нижнюю часть пласта «б» в интервале 1744-1751 м.
Через два года пласт «в» уже полностью заводнен пресной водой, пласт «б» в большей нижней части заводнен пресной, а в самой верхней части осолоненной водой; отмечено заводнение осолоненной водой нижней части пласта «гд». Еще через 11 лет пласт «б» полностью обводнился пресной водой, в пласте «гд» осталась нефтенасыщенной лишь самая верхняя его часть толщиной около 2 м, а остальная часть обводнена осолоненной водой.
Рис. 114. Заводнение пластов горизонта Д1 Ромашкинского месторождения в контрольной неперфорированной скважине.
Пласты: 1 — нефтенасыщенные, 2 — заводненные осолоненной водой, 3 — заводненные пресной водой
Рис. 115. Пример выделения заводняемого пласта по изменению скорости потока и состава жидкости в стволе работающей скважины.
Пласты: 1 — нефтенасыщенные, 2 — заводненные закачиваемой водой; 3 — интервал перфорации
Наиболее надежное выделение интервалов поступления воды таким способом обеспечивается, когда дебит скважин высок (более 100-120 м/сут) и в колонне не происходит гравитационного разделения нефти и воды. При меньшем дебите вода не полностью выносится на поверхность, часть ее скапливается в нижней части колонны и может частично или полностью перекрыть интервал перфорации. В результате эффективность способа снижается.
При небольшом дебите значительную помощь может оказать метод наведенной активности кислорода, при котором фиксируется движение по стволу скважины воды. На рис. 116 показан пример определения притока пресной воды в одной из добывающих скважин, в которой перфорированы два пласта, работающие с дебитом 8-10 м/сут, при обводненности 60 %. По наведенной активности кислорода на глубине 1607 м четко выделяется нижняя граница притока воды в скважину. Кривые прямого и обращенного зондов сходятся. Судя по замеру плотномером, нижний пласт работает через столб воды в колонне безводной нефтью (методом наведенной активности кислорода движения воды по колонне против него не зафиксировано).
Применение термометрии для выделения обводненных пластов основано на том, что обычно в пласт нагнетается вода с температурой ниже пластовой. Фиксируя в стволе добывающей скважины интервалы с пониженной температурои, удастся выделить пласты, промытые закачиваемой водой. Но, поскольку фронт охлаждения отстает от фронта вытеснения, термометрия дает результаты по пластам, через которые прошли значительные объемы нагнетаемой воды.
Рис. 116. Пример выделения заводняемого пласта методом наведенной активности кислорода.
Условные обозначения см. на рис. 115
Эти карты могут быть построены каждая в отдельности или в виде совмещенной карты. Строят их с использованием всей полученной на определенную дату информации. Вначале проводят обработку комплекса первичного материала по каждой скважине, в процессе которой выделяют интервалы, заводненные пластовой и закачиваемой водой, устанавливают текущее положение ВНК, определяют обводненную и остаточную нефтенасыщенную толщину и т.п.
В качестве геологической основы используют карту распространения коллекторов разной продуктивности, карту охвата пластов воздействием или карту разработки, на которых показано положение начальных контуров нефтеносности.
Увязывая данные исследования заводнения пластов в скважинах с данными об эксплуатации скважин, определяют положение текущих контуров нефтеносности, выделяют зоны, заводняемые пластовой и закачиваемой водой, или проводят изопахиты заводненной либо остаточной нефтенасыщенной толщины, наносят изгипсы текущей поверхности ВНК.
Построение карт следует начинать с участков, для которых имеется достаточный объем надежной информации, позволяющий установить закономерности заводнения пластов. Эти закономерности могут быть распространены на идентичные участки, менее освещенные исследованиями.
При изучении процесса заводнения многопластового объекта разработки наряду с данными о заводнении пластов в скважинах требуется информация не только о дебите и приемистости в целом по скважине, но и о работе (дебите, обводненности, приемистости) каждого пласта в отдельности.
Эту информацию получают с помощью глубинной потокометрии, влагометрии и других методов (см. § 3 главы XIV).
Названные выше карты строят для каждого пласта многопластового объекта. При этом всю информацию о заводнении и работе пластов, полученную по скважинам, по степени ее достоверности целесообразно разделить на несколько групп. К наиболее достоверным относят данные по скважинам, в которых перфорирован только один пласт, и данные, полученные методами радиометрии в неперфорированных контрольных скважинах. Данные средней достоверности получают по скважинам, в которых перфорировано несколько пластов, но из них работает только один. И наименее достоверны данные по скважинам, в которых перфорированы и работают несколько пластов.
Карты заводнения каждого пласта многопластового объекта строят подобно тому, как это было показано для однопластового объекта. При этом в первую очередь используются наиболее достоверные данные, которые затем дополняются менее достоверными.
В зависимости от особенностей строения пласта, применяемой системы разработки, специфики вытеснения нефти водой, количества и качества фактических данных карты заводнения могут строиться с разной степенью детальности. На рис. 117 приведены карты заводнения участка на многопластовом объекте, разрабатываемого с внутриконтурным нагнетанием воды, составленные на две даты. При сравнении этих карт видно, что вода перемещается лишь по высокопродуктивным коллекторам, из низкопроницаемых коллекторов на этом участке нефть не вытесняется. Необходимо принимать меры по включению в процесс разработки таких частей залежи.
Рис. 117. Карты заводнения пласта на начало 1990 г. и 1995 г.
Породы-коллекторы: 1 — высокопродуктивные нефтенасыщенные, 2 — высокопродуктивные с внедрившейся закачиваемой водой, 3 — малопродуктивные нефтенасыщенные; 4 — границы внедрения закачиваемой воды; скважины: 5 — добывающие, 6 — нагнетательные
При наличии соответствующей информации на этих картах в зонах с внедрившейся водой молено было бы также выделить подзоны, промытые водой по всей толщине и с внедрением воды лишь по части толщины пласта. В последних можно было бы показать остаточную нефтенасыщенную и заводненную толщины.
Карты заводнения используют при определении мер по регулированию разработки, для прогнозирования обводненности добывающих скважин, оценки нефтеотдачи в заводненной зоне пласта, выявления невыработанных целиков нефти.
РЕГУЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ В РАЗНЫХ
