СКАЧАТЬ:  kursovaya-vnk.zip [188,47 Kb] (cкачиваний: 96)

за перемещением водонефтяного контакта и контуров нефтеносности

1.  Контроль за перемещением ВНК и контуров нефтеносности осуществляется по комплекту следующих данных:

а)   по  кривым  электрического  каротажа   (БКЗ,  БК,   ИК,  ди­электрический каротаж), полученным в контрольных необсаженных скважинах и   дополнительных   скважинах,   пробуренных   из числа резервных в процессе эксплуатации месторождения;

б)   по результатам  периодических  исследований  неперфорированных пластов в эксплуатационных и контрольных обсаженных скважинах;

в)   по материалам промысловых исследований и гидродинами­ческих расчетов: по характеру обводнения соседних эксплуатаци­онных скважин, по сопоставлению их профилей притока во вре­мени, по аналитическим расчетам, произведенным на основе карт изобар.

2.  Определение текущего положения ВНК в открытом стволе (или  скважинах,   обсаженных  неметаллической  колонной)   мето­дами электрического каротажа проводится так же, как и определе­ние первоначального ВНК. Методика интерпретации данных элек­трического  каротажа  принципиально  не отличается от обычной, изложенной в соответствующих инструкциях и руководствах.

3.  Основными методами контроля за положением ВНК в обса­женных скважинах являются методы нейтронного каротажа.

4.  Возможности нейтронного каротажа по разделению нефте­носной   и   обводненной   частей   пласта   определяются   объемным содержанием хлора  в обводненной части пласта (т. е. минерализа­цией воды и пористостью пласта), а также минерализацией свя­занной воды в нефтеносной части пласта. Наиболее благоприят­ными для  применения  нейтронного  каротажа  являются условия, при которых минерализация воды, вытесняющей нефть, и порис­тость пласта высокие, а минерализация связанной и обводняющей пласт воды одинаковы (см. табл. 14). Предельная минерализация вод, обводняющих пласт, ниже которой применение нейтронного каротажа для разделения нефтеносных и обводненных частей пла­ста практически невозможно, соответствует  эквивалентному  со­держанию NaCl в единице объема породы, равному 0,3%   (или со­держанию в воде приблизительно 15 г/л NaCl при пористости пла­ста 20%).

Контроль за положением ВНК в условиях низкой минерализации пластовых и закачиваемых вод

5.  В условиях низкой  минерализации пластовых вод, т. е. при эквивалентном содержании NaCl 0,3—2% объема породы  (содер­жание NaCl в воде 15—100 г/л при k_п 20%), контроль за положе­нием ВНК возможен по результатам высокоточных определений декремента затухания плотности нейтронов λ по ИННК. В таких условиях минимальное различие в величинах λ для полностью нефтеносного и водоносного пластов при их неизменных свойствах по пористости и литологии составляет 8—10%. Точность определе­ния λ с современной аппаратурой — 2%. Влияние вариаций свойств пластов (их литологии, в первую очередь глинистости и пористости) на величину λ превышает влияние изменения харак­тера насыщения пласта. Поэтому для оценки характера насыще­ния пласта по однократным исследования ИННК необходимо рас­полагать методикой определения глинистости и пористости (напри­мер, по данным гамма- и нейтронного каротажа) для типичных продуктивных коллекторов исследуемой залежи. Влияние измене­ния пористости породы на изменения λ пласта сравнительно мало и оценивается по формуле

где Δλ_kп — изменение λ при изменении пористости на 1%;

       λ_ск, λ_фл — декремент затухания плотности нейтронов скелета и флюида       коллектора соответственно;

Основным фактором, влияющим на изменение λ, помимо насы­щения, является изменение содержания глины, а в терригенном разрезе — и калиевых полевых шпатов. Эти компоненты породы определяют ее гамма-активность. Поэтому часто наблюдается тес­ная   корреляционная   связь   между   параметрами     ГК-ΔΙ_ГК=Ι-Ι₀/Ι_ГЛ-Ι₀  (где Ι, Ι_гл, Ι₀ — показания ГК против исследуемого интервала, неразмытых глин и неглинистого пласта-коллектора соответственно) и λ_N' (величиной λ; нормализованной по пористо­сти). Значение λ_N' определяется по формуле

где k_п и k_п.м  — пористость изучаемого пласта и ее наиболее ве­роятная (модальная) величина для коллекторов исследуемой за­лежи.

Если коэффициент корреляции между ΔΙ_ГК и λ_N' для пластов с неизменным насыщением (водоносных или неразрабатываемых нефтеносных) превышает 0,8 (рис. 52), нормализация λ на изме­нение содержания глин и полевых шпатов на основании корреля­ционной зависимости λ_N' = f(ΔI_ГК) возможна. Нормированная по пористости и глинистости величина λ_N находится по формуле

где λ_гл —декремент затухания плотности нейтронов, полученный путем экстраполяции зависимости λ_N' = f(ΔI_ГК) до ΔI_ГК = 100% (λ_гл может совпадать с измеренными λ против неразмытых ар­гиллитов.)

Величина λ_N — параметр ИННК, зависящий только от фактора λ_фл   (см.  рис.  59).  Влияние всех других  факторов     сведено до

Рис  52  Примеры корреляционных зависимостей параметра λ_N'  и ΔI_ГК

Месторождения а — Усть Балыкское, б — Мегионское; пласты 1 — водоносные, 2 — неразра­батываемые нефтеносные, К — коэффициент корреляции

уровня случайной ошибки — рандоминизировано. Доказательством того, что указанная цель достижима, является нормальный закон распределения λ_N для пластов с однородным насыщением (когда λ_фл — постоянно)- водоносных и неразрабатываемых нефтенос­ных (см. рис. 60).

6.  Интерпретация данных ИННК для определения характера насыщения изучаемого пласта базируется на использовании опор­ного пласта. При однократных исследованиях к опорному пласту предъявляются следующие требования:  его характер  насыщения должен  быть  известным  и  неизменным,  литология должна  быть аналогична литологии изучаемой залежи, а величина его λ_{ск оп}  по­стоянна и близка к λ_ск  изучаемого пласта (λ_скx) или отличаться от него на известную величину.

7.  Для опорного пласта из m определений λ_N вычисляют сред­нее значение λ_{N оп} и величину его среднеквадратичного отклоне­ния σ₀

Величина σ₀ не должна превышать Δλ_N— удвоенную погреш­ность определения параметра λ_N.

В противном случае необходимо проверять правильность внесения поправок за вариации свойств пласта. Если учет влияния неодно­родности пласта выполнен правильно, невыполнение условия (XI.6) свидетельствует о непостоянстве λ_{ск оп} величины λ для ске­лета опорного пласта. В этом случае определение положения ВНК по однократному исследованию невозможно и, следовательно, не­обходимо проведение повторных замеров ИННК.

8. Для изучаемого пласта вычисляется среднее значение де­кремента λ_Nг и величина его среднеквадратичного отклонения от среднего σ_г. В качестве дополнительной характеристики пласта по характеру насыщения используется расхождение между величи­нами σ_x и σ₀:

Достоверность расхождения оценивается величиной t_σ  (крите­рием значимости расхождения):

где

Если расхождение Δ>0, a t_σ>1.8, то с вероятностью больше 80% имеет место интенсивная выработка пласта и его обводнение возможно

Следует отметить, что σ_x достигает максимума на начальном этапе обводнения, когда в пласте имеется весь диапазон измене­ния нефтенасыщенности. На позднем этапе обводнения σ_x стре­мится к σ₀

9. Для установления факта обводнения исследуемого пласта анализируется распределение величины λ_N(τ_N). Распределение строится для пластов глин, опорного и изучаемого (исключаются значения λ_N для плотных пластов и граничных зон, у кровли или подошвы пропластка) в следующих координатах: абсцисса — зна­чения λ_N  (шаг квантования принимается равным σ₀); ордината —частость  встреч  значений:

где m_г—  число точек в диапазоне  (λ_г-σ₀/2) ÷ ( λ_г+σ₀/2)  при равномерном размещении их по мощности пласта.

Форма полученного распределения характеризует состояние выработки пласта в целом. Анализ формы распределения выпол­няется путем сравнения ее с формой распределения в опорных пластах— водоносном  и  нефтеносном.  При  отсутствии  заведомо нефтеносного пласта значение λ_нп.оп для этого пласта находится расчетным путем по известной для данного месторождения раз­ности Δλ_н = λ_вп.оп — λ_нп.оп (где λ_вп.оп — модальное значение λ для водоносного пласта). При этом вносится дополнительная погреш­ность за счет дисперсии величины Δλ_н .

Возможны четыре формы распределения:

а) Кривая распределения для изучаемого пласта повторяет кривую распределения  для  опорного нефтенасыщенного пласта, а модальные значения отличаются не более чем   на

где m — число измерений в изучаемом пласте. Такая форма распре­деления характеризует неработающий нефтенасыщенный пласт. Если tσ<0,25, то достоверность заключения, что ВНК в пласте от­сутствует, более 0,8.

б) Если распределение λ_N для изучаемого пласта близко к нор­мальному и его максимум отличается от максимума распределе­ния λ_{N оп}  для   опорного   водоносного   пласта   не   более,   чем   на

то пласт полностью обводнен и ВНК находится выше кровли пласта.

в)   Распределение имеет бимодальный характер, первый макси­мум близок к λ_{вп оп}, а второй — λ_{нп оп}. В этом случае обводнена часть пласта и нет существенной переходной зоны. Для определе­ния обводненной и необводненной частей пласта значения λ_N или τ_N выносятся на сводную диаграмму в соответствии с глубинами точек измерения. Определение положения ВНК зависит от формы распределения; если эти два распределения не пересекаются, то все интервалы пласта  с λ_N, относящиеся  к первому распределе­нию, с максимумом, близким к λ_{вп оп} —обводнены. Остальные ин­тервалы нефтенасыщены и ВНК проводится между нижней точкой, принадлежащей  нефтеносному интервалу,  и верхней — принадле­жащей водоносному интервалу. Если распределения пересекаются, необходимо предварительно найти критическую величину λ_кр(τ_кр). Для этого раздельно строится интегральное распределение (кумулята) двух указанных  распределений.  Абсцисса  точки  пересече­ния нормированных кумулят соответствует λ_кр(τ_кр).

Положение ВНК на сводной диаграмме определяется по λ_N =λ_кр . Если таких точек несколько, то за положение ВНК прини­мается верхняя точка с λ_N=λ_кр при условии, что следующая ниже точка имеет значение λ_N > λ_{нп оп}+2σ₀. В противном случае ана­лизируется также следующая лежащая ниже точка.

г)   На распределении нет четко выраженных максимумов, что указывает на  большую переходную зону.  На сводной диаграмме выделяется  заведомо    водоносная зона  с λ_N от λ_вп.оп — 2σ₀ до λ_вп.оп+2σ₀.  Первая точка, расположенная выше этого  интервала и характеризуемая λ_N < λ_вп.оп — 2σ₀, принимается   за   положение нижней границы ВНК. Положение ВНК в этом случае будет соответствовать его  нижней возможной границе с вероятностью  95%. Верхняя возможная граница ВНК может быть оценена по величине λ_N < λ_вп.оп-(λ_вп.оп/2)-2σ₀.   Однако   такая   оценка   возможна лишь при Δλ_н>4σ₀. Характер насыщения интервалов в переходной зоне с промежуточными значениями λ_N (между нижней и верхней границами ВНК) остается не ясным. Для его уточнения необхо­димо проведение повторного измерения не менее чем через 2 мес.

10. Интерпретация двух и более повторных измерений ИННК начинается с сопоставления кривых распределения параметра λ_N предыдущего (λ_N1) и последующего (λ_N2) замеров. Перед построе­нием  распределения  его величины λ_N2   последующего  измерения приводятся к предыдущему измерению. Для этого строится кор­реляционный график между λ_N1 и λ_N2 по опорным пластам λ_{N1 оп} и λ_{N2 оп} (по глинам, водоносным и неработающим нефтеносным пластам). Пользуясь этим графиком, все значения λ_N2 последую­щего измерения приводятся к предыдущему.

На основании сопоставления распределений λ_N1 и приведен­ных λ_N2 делается вывод о том, происходит ли изменение насыще­ния по пласту в целом за время между двумя замерами. Для оценки достоверности этого вывода вычисляется систематическое расхождение между средними значениями предыдущих и после­дующих измерений для опорных D_оп и изучаемых пластов D_x:

Достоверность    систематических расхождений  между повтор­ными измерениями

где

Возможны следующие случаи:

а)   D_х/σ(D_оп) < 0,25  делается  вывод,  что  насыщение  изучае­мого пласта за время между измерениями не изменилось;

б) D_х/σ(D_оп)>1,3 делается вывод, что с вероятностью более 80% насыщение изучаемого пласта изменяется;

в)   0,25 <  D_х/σ(D_оп)  < 1,3     интерпретация  неопределенна,  необходимо повторить измерения не менее чем через 2 мес.

Характер насыщения отдельных участков пласта определяется путем сопоставления значений λ_N1,   и λ_N2 на основании следующих критериев:

a) λ_N1 — λ_N2 >3|σ₀|  или соседние три точки имеют расхожде­ние  λ_N1 — λ_N2 >2|σ₀| — в интервале в точках измерения нефтенасыщенность изменилась за период между замерами с вероятностью более 95%;

Рис. 53   Определение положения ВНК по данным ИННК при низкой ми­нерализации пластовых вод.

Скв. 729,    Мегионское    месторождение,    1 — значение   τ_нп   для   нефтеносного   пласта, 2 — значение τ_вп для водоносного пласта

б) λ_N1= λ_N2 (различие не превышает σ₀)—пропласток нефтенасыщен; если абсолютная величина λ_N близка к λ_нп.оп, то про­пласток обводнен при первом замере, если λ_N1 соответствует λ_вп.оп.

в)  λ_N1 — λ_N2 >3|σ₀|   или в трех соседних точках λ_N1 — λ_N2 >2|σ₀| (этот случай возможен при закачке пресных вод)— интер­вал пласта обводнен при первом замере и идет опреснение пласто­вой воды между первым и вторым замерами  (см. пп. 14—18).

На  рис.  53 приведен  пример  определения  ВНК по величине τ_N = 1/λ_N в условиях низкой минерализации пластовых вод.

Условия высокой минерализации пластовых вод

11. Определение положения ВНК в случае 1а (см. табл. 14), когда пласт достаточно однороден по пористости и литологии, воз­можно методами ИНК, НГК и НК-Т. Положение водонефтяного контакта надежно определяется по всем диаграммам на основании качественной интерпретации: на диаграммах НГК — по началу уменьшения показания, на диаграммах НК-Т и ИННК на любой задержке — по началу увеличения показаний (рис. 54).

12. В условиях высоких минерализации и неоднородного раз­реза (см. табл. 14, случай 16) для определения положения ВНК также необходима количественная интерпретация по схеме, сход­ной с изложенной в пп. 1—10. Отличие состоит в том, что вначале

Рис. 54. Определение положения ВНК в нижнем и верхнем неперфорированных пластах по данным ИННК в условиях высоких минерализации пла­стовых вод и однородного пласта.

1 — нефть; 2 — вода

производится нормализация параметра λ_x по глинистости. Норма­лизованный по глинистости параметр

где С_гл и С_{гл оп} — глинистость соответственно в изучаемом и опор­ном пласте (малоглинистом).

Строится корреляционный график зависимости λ_N^* от k_н для заведомо водоносных и нефтеносных интервалов. Точки на гра­фике образуют локализованные группы водоносных и нефтенос­ных пластов. О характере насыщения интервалов в исследуемой части разреза судят по положению точек на корреляционном гра­фике относительно этих двух групп. Интерпретация производится как по результатам точечных, так и непрерывных измерений.

13. В условиях неоднородного разреза с промежуточными зна­чениями нефтенасыщенности определение положения ВНК затруд­няется, поскольку становится неопределенным, каким величинам λ_N соответствует критическое значение коэффициента нефтенасы­щенности k_{н кр}, выше которого фазовая проницаемость для воды близка к нулю. Для установления положения ВНК в этом случае необходимо знать величину k_{н кр} и уметь определять коэффици­енты нефтенасыщенности в интервале предполагаемого водонефтяного контакта. Критическая нефтенасыщенность обычно известна по результатам исследования бурящиеся скважин.

Рис. 55. Выделение пластов, обводняющихся опресненными закачиваемыми во­дами, по результатам повторных измерений ИННК в неперфорированном пласте.

1 — нефть; 2 — пресная вода, 3 — минерализованная  вода

Условия обводнения пласта опресненными водами

14.  В условиях обводнения нефтяного пласта опресненными во­дами величина λ_N может принимать одинаковые значения как для нефтеносной, так и для обводненной частей пласта. Эта неодно­значность интерпретации и служит препятствием для использова­ния  вышеописанных  методик,  с  целью  установления  положения ВНК.

Опреснение вод, обводняющих нефтяной пласт, происходит, как правило, на поздних стадиях обводнения, тогда как на фронте вытеснения закачиваемая вода обычно осолонена и имеет мине­рализацию, близкую к минерализации связанной воды. Поэтому программа исследования скважин в таких условиях должна обя­зательно предусматривать многократные работы и, прежде всего, в начальной стадии обводнения. Своевременно выполненные иссле­дования позволяют контролировать процесс последовательного вы­теснения нефти осолоненной водой, а затем вытеснение осолоненной воды пресной. При этом обводняющаяся часть пласта по па­раметру λ(τ) сначала характеризуется как нефтеносная, затем как водоносная, а потом опять как нефтеносная (рис. 55).

15.  Задача  определения  положения  ВНК осложняется,  когда момент  происхождения  осолоненного   фронта   закачиваемых  вод упущен. В этом случае для решения задачи необходимо привле­кать дополнительные методы исследования и признаки обводнения. В качестве дополнительных следует использовать метод ГК с це­лью выявления радиогеохимической аномалии, обычно сопровож­дающей обводнение (рис  56), и метод термометрии, позволяющий обнаружить охлаждение пласта закачиваемыми водами.

Степень опреснения воды в обводненном пласте и степень его охлаждения должны находиться в прямой зависимости друг, от друга, поскольку эти процессы контролируются объемом воды, прошедшей через пласт. Метод термометрии позволяет выявлять обводняющийся пласт, однако ус­тановить положение ВНК в нем можно весьма приближенно, так как из-за вертикального переноса тепла по мощности пласта и вдоль колонны процесс охлажде­ния может распространяться на необводненную часть пласта, а граница охлаждения будет пере­мещаться во времени вверх и при неподвижном ВНК.

Рис. 56. Выделение обводняющихся пла­стов по радиогеохимическим аномалиям, выявленным по результатам повторных ГК. в неперфорированных пластах.

1 — нефть, 2 — вода ГK₁ — пунктирная, ГК₂ — сплошная  линия

16. Косвенным признаком об­воднения       неперфорированного пласта является осолонение цемента и ухудшение его сцепления с колонной. Осолонение цемента может быть обнаружено с по­мощью метода НК-Т по понижению его показаний, ухудшение сцепления цемента с колонной — с помощью акустического цементомера, а в случае его разрушения — также и с помощью гамма-дефектомера.

17. В обводняющихся мощных однородных пластах разные уча­стки имеют разную степень опреснения. Наибольшее опреснение наблюдается в нижней части пласта, тогда как под ВНК между промытой и нефтенасыщенной частью находится зона с относи­тельно повышенной минерализацией, у которой степень опреснения меньше.

В неоднородных пластах, не имеющих непроницаемых экранов, этот эффект увеличения минерализации под водонефтяным кон­тактом может быть обнаружен по данным ИНК при использова­нии величин λ, нормализованных по пористости и глинистости

В более сложных случаях, когда имеют место промежуточные нефтенасыщенности, необходимо использовать повторные измере­ния спустя продолжительное время после первого измерения (по­рядка 2—3 мес). За этот срок в пласте, если он обводняется, должны произойти какие-либо изменения свойств насыщающей его жидкости и, в частности, процесс опреснения должен продол­жаться до тех пор, пока минерализация, воды в пласте не станет такой же, как минерализация закачиваемой воды  (т. е. вода ста­нет пресной).

18. Случай неоднозначной интерпретации возможен в пласте, разделенном непроницаемой перемычкой, или при ухудшении про­ницаемости. В верхней части такого пласта выше перемычки нефть может долго не вырабатываться, а нижняя его часть под перемычкой может полностью обводниться пресной водой. В этом случае зона с повышенной минерализацией между нефтеносной и обводненной частями пласта может отсутствовать. Если факт об­воднения пресными водами для такого пласта будет установлен по понижению температуры, может оказаться невозможным обна­ружить присутствие невыработанной нефтенасыщенной мощности в прикровельной части пласта, так как температурные аномалии не имеют четких границ. Поскольку неполная выработка прикро­вельной части пласта — явление очень частое, вывод о полном об­воднении пласта пресными водами только по данным ИНК и тер­мометрии делать нельзя без повторных исследований или приме­нения новых методов, различающих пресную воду и нефть.