Гидрохимические методы контроля за разработкой подсолевых и межсолевых нефтяных залежей (на примере месторождений беларуси)

Часть V.

В.Д. Порошин, А.Г. Морозов, А.Э. Сенкевич

В заключительной статье из серии предлагаемых публикаций по гидрохимическим методам контроля за разработкой нефтяных месторождений и эксплуатацией добывающих скважин мы рассмотрим еще два метода, которые хорошо зарекомендовали себя на практике.

Оценка качества проведенных геолого-технических мероприятий* и определение срока выхода скважин на нормальный режим работы

В последние годы на нефтяных месторождениях Беларуси широко внедряются различного рода геолого-технические мероприятия. Эффективность их применения весьма различна. Поэтому возникает проблема выяснения причин отрицательных результатов ГТМ, разработки критериев, позволяющих производить выбор наиболее перспективных объектов для проведения тех или иных ГТМ, а также оценивать качество их проведения.

Как показывают наши исследования, о качестве проведения водоизоляционных работ (смене фильтрационных потоков) зачастую достаточно уверенно можно судить по характеру изменения плотности попутных вод [1].

Качество проведения ГТМ принято оценивать по характеру изменения обводненности добываемой продукции и дебитов эксплуатационных скважин до и после проведения этих мероприятий. Такой подход не всегда оправдан. В частности, если в результате водоизоляционных работ не произошло снижения обводненности добываемой продукции, то это не обязательно связано с неудовлетворительным качеством проведения ГТМ. Отрицательный результат может быть связан с тем, что работы проводились в полностью промытой (обводненной) зоне, что, в свою очередь, указывает на неверный выбор объектов для проведения ГТМ. При переводе скважин на вышележащие интервалы часто обводненность добываемой продукции не только не уменьшается, но даже увеличивается. Это может быть связано с аналогичной и даже более высокой степенью обводненности вновь прострелянных интервалов.

Как известно, в подавляющем большинстве случаев на нефтяных месторождениях Беларуси смена фильтрационных потоков и путей движения подземных вод приводит к существенному изменению плотностей попутных вод. Последнее может зависеть от промытости “новых” фильтрационных каналов, от количества вторичных галитовых выполнений, находящихся на путях фильтрации закачиваемых вод, а также от количества поступающей пластовой воды. В любом случае резкое изменение плотности попутных вод после проведения ГТМ свидетельствует о смене фильтрационных потоков и указывает на достаточно высокое качество проведения направленных на это работ. Приведем в связи с этим несколько примеров.

Так, в скважине 149 Ю-Сосновского месторождения в январе-феврале 1998 г. были проведены изоляционные работы с установкой цементного моста, в результате чего плотность попутных вод возросла с 1,16 г/см3 до 1,19 г/см3 (рис. 1а). Смена фильтрационных потоков здесь привела к получению существенного эффекта (833 т дополнительно добытой нефти на 1.01.1999 г.). Аналогичное геолого-техническое мероприятие было проведено примерно в тот же период по скважине 128 Ю-Осташковичского месторождения. После его проведения плотность попутных вод снизилась с 1,15 г/см3 до 1,13 г/см3 (рис. 1б). Эффективность проведения ГТМ здесь оказалась весьма значительной и составила на 1.01.2001 г. 17 637 т дополнительно добытой нефти.

После проведения изоляционных работ и перевода на вышележащий интервал в конце мая – июня 1998 г. в скважине 202 Ю-Осташковичского месторождения (рис. 1в) осредненная плотность попутных вод практически не изменилась. Обводненность добываемой продукции достигла почти 100 %. Эффекта от данного мероприятия получено не было. В результате проведенных в декабре того же года повторных изоляционных работ с отсечением обводненных пропластков произошло существенное снижение обводненности добываемой продукции (с 90 % в декабре 1998 г. до 67 % в январе 1999 г.), а средняя плотность попутной воды увеличилась с 1,14 г/см3 до 1,15 г/см3. Эффективность проведения данного мероприятия оказалась высокой (на 1.02.2000 г. 2828 т дополнительно добытой нефти).

После проведения изоляционных работ и перевода на вышележащий интервал в феврале-марте 2000 года в скв. 190 Южно-Осташковичского месторождения (рис. 2а) осредненная плотность снизилась с 1,14 г/см3 (до проведения данного мероприятия) до 1,12 г/см3 (после проведения ГТМ). Обводненность добываемой продукции также уменьшилась с 99 % до 26 %. Все это говорит о высоком качестве проведенных работ. Эффективность проведения данного мероприятия оказалась очень высока (с апреля 2000 г. по февраль 2001 г. 11589 т дополнительно добытой нефти).


Рис. 1. Изменение плотности попутных вод (до и после проведения ГТМ): а – скв. 149 Ю-Сосновского месторождения, б – скв. 128 Ю-Осташковичского месторождения, в – скв. 202 Ю-Осташковичского месторождения.

Штриховкой отмечено время проведения геолого-технических мероприятий.


Рис. 2. Изменение плотности попутных вод (до и после проведения ГТМ): а – скв. 190 Ю-Осташковичского месторождения, б – скв. 130 Осташковичского месторождения, в – скв. 211 Осташковичского месторождения.

После проведения водоизоляционных работ (отсечение обводненных пропластков с ГПП) в скважине 130 Осташковичского месторождения (рис.2б) средняя плотность добываемых вод снизилась с 1,19 г/см3 до 1,17 г/см3, что свидетельствует о смене фильтрационных потоков. За счет проведения данного мероприятия на 1.03.2001г. дополнительно было добыто 3088 т нефти.

В результате проведения в сентябре 1999 г. водоизоляционных работ с отсечением обводненных пропластков в скважине 211 Осташковичского месторождения (рис. 2в) произошло значительное увеличение плотностей попутных вод (с 1,12 г/см3 в августе до 1,21 г/см3 в октябре). Обводненность извлекаемой из этой скважины продукции снизилась с 99 % до 67 %. Эффект от проведения данного мероприятия оказался значительным, составив на 1.01.2000 года 769 т. нефти.

После проведенных водоизоляционных работ с отсечением обводненных пропластков в скв. 102 Ю-Сосновского месторождения средняя плотность попутно добываемых вод возросла с 1,20 г/см3 до 1,23 г/см3 (рис. 3а), что является доказательством высокого качества проведения ГТМ. Тем не менее в результате изменения фильтрационных потоков существенного снижения обводненности добываемой продукции не произошло. Незначительную эффективность проведенных работ  (на 1.01.2001 г. 71 т дополнительно добытой нефти) можно объяснить высокой степенью обводненности прострелянных интервалов.

В результате проведенных изоляционных работ с отсечением обводненных пропластков в семилукском и саргаевском горизонтах с повторной ГПП в скв. 13 Вишанского месторождения (рис. 3б) средняя плотность попутных вод увеличилась с 1,135 г/см3 до 1,147 г/см3, что является доказательством высокого качества проведения ГТМ. Тем не менее, в результате изменения фильтрационных потоков обводненность добываемой продукции не снизилась. Отсутствие эффекта в данном случае также можно объяснить высокой степенью обводненности прострелянных пропластков.

Следует отметить, что по времени отмечающегося изменения плотностей попутно добываемых вод, как правило, можно судить о продолжительности эффекта от проведенных водоизоляционных работ, а нередко даже говорить о времени восстановления фильтрации по прежним каналам [2].

Так, после проведения селективной изоляции в конце 1997 г. – начале 1998 г. в скважине 121 Березинского месторождения (рис. 3в) осредненная плотность попутных вод возросла с 1,14 г/см3 до 1,16-1,18 г/см3. Это безусловно указывает на высокое качество проведенных водоизоляционных работ, хотя эффект по ним (дополнительная добыча нефти) получен относительно небольшой (894 т на 1.03.2001 г.).


Рис. 3. Изменение плотности попутных вод (до и после проведения ГТМ): а – скв. 102 Ю-Сосновского месторождения, б – скв. 13 Вишанского месторождения, в – скв. 121 Березинского месторождения.


Рис. 4. Изменение плотности попутных вод (до и после проведения ГТМ): а – скв.102 Ю-Сосновского месторождения, б – скв. 135 Ю-Сосновского месторождения, в – скв. 149 Ю-Сосновского месторождения.

Как видно из приведенного рисунка, через несколько месяцев после проведения данного ГТМ плотность попутных вод снизилась, что может указывать на восстановление фильтрации по прежним каналам.

После проведения в апреле – мае 1998 г. изоляционных работ с отсечением обводненных пропластков в скв. 102 Ю-Сосновского месторождения (рис. 4а) произошло резкое снижение плотностей попутно добываемых вод (с 1,201 г/см3 в апреле до 1,164 г/см3 в мае) параллельно со снижением обводненности продукции с 99 % до 45 %, что связано с изменением направления фильтрационных потоков. Эффективность проведения данного мероприятия оказалась более значительной (1050 т дополнительно добытой нефти на 1.03.2000 г.). В связи с этим хочется обратить внимание на то обстоятельство, что основной эффект от проведения данного ГТМ был получен в 1998 г. (774 т дополнительно добытой нефти). Этот период характеризуется постепенным увеличением плотностей попутных вод, которые к началу 1999 г. достигли уровня значений, отмечавшихся на момент проведения ГТМ, что свидетельствует о постепенном восстановлении прежних путей фильтрации флюидов. Естественно, эффект от проведения ГТМ постепенно уменьшился (с 125 т дополнительно добытой нефти в июне 1998 г. до 38 т - в декабре 1998 г. – январе 1999 г.). В течение 1999 г. средняя плотность попутных вод по рассматриваемому объекту существенно не менялась. В это время наблюдается постепенное затухание эффекта от ГТМ. В октябре эффективность изоляционных работ составила всего 2 т дополнительно добытой нефти, а средняя плотность попутных вод составила 1,195 г/см3, т.е. практически достигла значений, которые отмечались до проведения водоизоляционных работ.

Если резкое изменение плотности попутных вод однозначно указывает на смену фильтрационных потоков и высокое качество проведенных ГТМ, то стабильность данного показателя может быть вызвана разными причинами. В подавляющем большинстве случаев стабильность плотности указывает на низкое качество проведения геолого-технических мероприятий, однако иногда такая картина может быть связана с тем, что при проведении ГТМ мы вскрываем интервалы, попутные воды которых обладают такой же плотностью, как и в ранее работавших пластах. В данном случае смена фильтрационных потоков не влечет за собой изменения плотности попутных вод, поэтому стабильность данного показателя не может однозначно указывать на низкое качество проведения ГТМ. Например, в результате проведенных в апреле – мае 1998 г. изоляционных работ с отсечением обводненных пропластков в скв. 135 Ю-Сосновского месторождения (рис. 4б) плотность попутно добываемых вод практически не изменилась. Тем не менее, эффективность данного мероприятия оказалась очень высокой (1719 т дополнительно добытой нефти на 1.01.99.г.). После окончания эффекта (май 1999 г.) в этой скважине были проведены повторные водоизоляционные работы. И в этом случае, несмотря на постоянство средней плотности попутных вод, эффект оказался очень высоким (3211 т нефти на 1.03.2001 г.).

В результате проведенных в мае – июне 2000 г. в скв. 149 Ю-Сосновского месторождения водоизоляционных работ с переводом на вышележащий интервал плотность попутно добываемых вод также практически не изменилась (рис. 4в). Тем не менее, обводненность добываемой из этой скважины продукции снизилась с 99 % до 69 %. Эффективность данного мероприятия на 1.03.2001 г. составила 234 т дополнительно добытой нефти.

При вынесении решения по поводу успешности проведения ГТМ необходимо учитывать одно немаловажное обстоятельство. Дело в том, что сразу после проведения изоляционных работ в большинстве случаев отмечается резкое снижение плотности попутно добываемых вод, которая через некоторое время стабилизируется на определенном уровне. Так, в течение апреля 1998 г. – мая 1999 г. водоизоляционные работы 4 раза проводились в скв. 128 Ю - Сосновского месторождения (рис. 5а). Во всех случаях результаты проведенных работ были признаны неудовлетворительными, несмотря на то, что в промежутках между ГТМ плотность попутных вод не успевала стабилизироваться, а скважина выйти на режим. Это обстоятельство дает основание предположить, что временные интервалы между ГТМ оказались недостаточными, чтобы выкачать всю техническую воду низкой плотности, в значительных объемах закачанную в данную скважину в ходе проведения водоизоляционных работ.

С другой стороны, существует масса примеров, когда по сведениям о плотностях попутных вод достаточно четко видно, что скважины вышли на нормальный режим работы (см. рис. 2а, 4а, б, в и др.).

Иногда сразу после проведения ГТМ плотность попутных вод резко возрастает, после чего происходит ее снижение до определенного уровня. Так, при проведении в декабре 1998 г. водоизоляционных работ в скв. 158 Осташковичского месторождения (рис. 5б) было проведено глушение скважины путем закачки в нее 173 м3 рассола плотностью 1,21 г/см3. В результате сразу после проведения ГТМ плотность попутно добываемой воды возросла с 1,17 г/см3 до 1,20 г/см3, после чего она стала постепенно снижаться и через некоторое время стабилизировалась на прежнем уровне.


Рис. 5. Изменение плотности попутных вод (до и после проведения ГТМ): а – скв. 128 Ю-Сосновского месторождения, б – скв. 158 Осташковичского месторождения, в – скв. 97 Осташковичского месторождения.

При проведении в январе и марте 2000 г. в скв. 97 Осташковичского месторождения водоизоляционных работ было проведено глушение скважины рассолом 1,18-1,22 г/см3. В результате сразу после проведения ГТМ плотность попутных вод возросла до 1,20-1,22 г/см3, после чего стала постепенно снижаться и через некоторое время стабилизировалась на уровне 1,145 г/см3 (рис. 5в).

Таким образом, данные о плотностях попутных вод необходимо использовать для прогноза времени выхода скважины на режим и, с нашей точки зрения, только после этого можно делать окончательный вывод об эффективности проведенных мероприятий.

Следует отметить, что при изучении процесса выхода безводной скважины на режим после проведения ГТМ зачастую с успехом можно использовать сведения по содержанию хлоридных солей в нефтях. С помощью этих данных можно также решать задачи о времени выхода скважины на нормальный режим после бурения и пуска в работу скважин, добывающих безводную продукцию. Более детально этот вопрос, учитывая характер используемой информации, рассматривается несколько ниже.

Хочется также обратить внимание на то обстоятельство, что в случаях, когда по характеру изменения плотностей попутно добываемых вод и содержанию хлоридных солей в нефтях невозможно сделать вывод об успешности проведения ГТМ, на помощь может прийти анализ изменения отдельных компонентов химического состава (Ca, Mg, Br, SO4). Однако осуществить такие исследования в настоящее время на месторождениях Беларуси практически не представляется возможным ввиду недостаточного объема фактического материала. Дело в том, что отбор проб попутной воды на определение химического состава, как правило, производится только после окончания изоляционных работ, в результате чего гидрохимическая обстановка в скважинах накануне проведения ГТМ остается неизвестной. В связи с этим мы считаем крайне необходимым производить отбор представительных проб попутно добываемой воды не только после окончания работ, но и перед проведением ГТМ, тем более, что осуществить такой отбор несложно, приурочив его к отбору проб воды для регулярного определения плотностей попутных вод. С целью определения времени выхода скважины на режим необходимо также производить изучение состава технической жидкости, закачиваемой в добывающие скважины в процессе проведения ГТМ, и фиксировать объемы закачки. Эти материалы могут быть использованы также при выяснении причин солеобразования в скважинах или на нефтепромысловом оборудовании и решении целого ряда других нефтепромысловых задач. В этой связи представляется целесообразным создание банка данных по использованию различного типа вод и реагентов по уже проведенным ГТМ, в т.ч. по составу и объемам применявшихся жидкостей глушения, жидкостей, используемых при обработке призабойной зоны, а также жидкостей, применяемых для борьбы с солеотложениями.

Прогноз времени обводнения продукции добывающих скважин

Одна из самых важных задач, возникающих при контроле за разработкой нефтяных месторождений и добычей нефти, связана с прогнозом времени обводнения добываемой продукции. До последнего времени для этой цели использовались сведения по содержанию солей в нефтях в безводный период эксплуатации скважин. Наличие таких солей в нефтях отмечается по всем месторождениям Беларуси. В связи с тем, что сами нефти практически не способны растворять соли, постоянное присутствие последних в безводной продукции (25 – 300 мг/л) объясняется извлечением вместе с нефтью погребенных вод в количествах, не улавливаемых аппаратом Дина и Старка. При этом установлено, что химический состав погребенных вод, в отличие от пластовых, характеризуется преобладанием сульфат-ионов над хлор-ионами [3]. Природа погребенных вод до настоящего времени однозначно не установлена. В связи с этим нами было проведено сопоставление анионных соотношений (r SO4/r Cl и r HCO3/r Cl) погребенных, пластовых и поровых вод девонских (вне залежи) и мезозойско-кайнозойских отложений [4]. Отмечено значительное сходство состава поровых вод глинистых и карбонатных мезо-кайнозойских отложений, из которых в настоящее время продолжается отжим элизионных вод, с химическим составом погребенных вод, и резкое отличие последних от состава пластовых и поровых вод продуктивных нефтегазоносных комплексов. Все это указывает на то, что погребенные воды представляют собой либо воды, заполнявшие коллектор на элизионном этапе развития нефтегазоносных комплексов до поступления в пласты высококонцентрированных рассолов галогенеза (из солеродных бассейнов или из соленосных толщ), либо воды, отжатые в коллектор из глинистых и глинисто-карбонатных пород после формирования нефтяных залежей.

В связи с резким отличием состава погребенных и пластовых вод, сведения о составе попутно добываемых вод в практически безводный самый первоначальный период работы скважин представляют несомненный интерес для прогноза времени обводнения продукции добывающих скважин [5]. Так, увеличение процентного содержания хлора в анионном составе солевой вытяжки и уменьшение коэффициентов r SO4/r Cl и r HCO3/r Cl может указывать на подтягивание к забою скважин пластовых вод, а изучение характера изменения данных параметров во времени позволило бы прогнозировать начало обводнения скважин. Однако массовое изучение компонентного состава извлекаемых попутно с нефтью вод путем анализа солевых вытяжек из нефтей (ГОСТ 2401 – 62) связано с огромными затратами средств и времени. За весь период разработки нефтяных месторождений Беларуси количество выполненных таких анализов не превысило 1 тысячи. Поэтому этот подход к прогнозу времени обводнения продукции добывающих скважин не нашел практического применения. Вместе с тем, резкое сокращение количества безводных скважин и все более и более пристальное внимание к ним  специалистов, занимающихся вопросами разработки нефтяных залежей Беларуси и добычи нефти, указывают на то, что с определенного времени изучение компонентного состава солевых вытяжек из нефтей целесообразно будет возобновить.

Гораздо менее трудоемкие работы связаны с получением сведений о количестве содержащихся в нефтях хлоридов по ГОСТу 5234 – 76. Такие данные, как показывают ранее проведенные исследования, также можно широко использовать при прогнозе сроков обводнения скважин [5-7]. К настоящему времени, как уже отмечалось, в НГДУ “Речицанефть” накоплено более 220 тысяч результатов анализов по определению хлоридов в нефтях. Однако эти данные детально не изучались, что было связано как с невысокой оперативностью их поступления, так и с большими сложностями анализа такого массового материала без современной компьютерной техники.

Создание банка данных по содержанию хлоридных солей в нефтях и наличие компьютерной техники для обработки этих данных позволили приступить к анализу имеющихся материалов и в первом приближении оценить эффективность рассматриваемого метода. С этой целью были построены графики изменения во времени содержаний хлоридных солей в нефтях практически по всем (более 800) скважинам, где имелось значительное количество данных. На эти графики была нанесена обводненность добываемой продукции с тем, чтобы была возможность установить аномальное поведение рассматриваемого показателя в период появления воды. Предварительный анализ этих графиков показывает, что существенное (>1000 мг/л) и закономерное повышение содержания хлоридных солей в нефтях в безводный период работы скважин, как правило, сопровождалось последующим появлением попутной воды в добываемой продукции (рис. 6а). Однако зачастую перед появлением воды увеличения содержания хлоридных солей в нефтях не отмечалось (рис. 6б). Нередко картину затушевывает высокое содержание хлоридных солей в нефтях после проведения капремонтов скважин, ГТМ, подливов в скважину различных по составу вод (рис. 6в). Из имеющихся материалов складывается мнение о различной эффективности рассматриваемого метода прогноза не только в разных залежах, но и на разных участках одних и тех же залежей.


Рис. 6. Изменение содержания хлоридов в нефтях Беларуси: а – Речицкое месторождение, скв. 48; б – Березинское месторождение, скв. 136; в – Осташковичское месторождение, скв. 152.

В настоящее время автором монографии ведутся детальные статистические и другого рода исследования, которые позволят уточнить особенности и оценить эффективность применения рассматриваемого метода для прогноза времени начала появления воды в добываемой нефти для различных залежей.

Одновременно с вышеуказанными работами были проведены исследования и впервые доказана возможность прогноза времени обводнения продукции добывающих скважин по данным о плотностях нефтей* [8].

Следует отметить, что в соответствии с существующими регламентами из каждой добывающей скважины несколько раз в месяц отбирают пробы нефтей и в химических лабораториях производится определение их плотности. К настоящему времени в НГДУ “Речицанефть” накоплено более 216 тысяч результатов таких оперативных определений по нефтям различных месторождений Беларуси. Так, только по Речицкому месторождению имеется более 44 тысяч данных о плотностях добываемой нефти, а их количество по отдельным скважинам достигает 600-800 результатов определений. Этот массовый фактический материал до настоящего времени был разбросан по различным лабораториям, архивам и организациям, и поэтому серьезно не анализировался. К тому же детальный его анализ трудно было выполнить без современной компьютерной техники.

В целях выяснения возможности использования накопившихся материалов по оперативному определению плотностей нефти в нефтепромысловом деле был создан соответствующий банк данных и построены графики изменения плотности нефти во времени по 800 скважинам 45 нефтяных месторождений.

Детальный анализ построенных графиков позволил установить, что зачастую перед появлением воды в добываемой продукции и на первых этапах обводнения из скважин получали все более и более тяжелые нефти. Временной период наблюдавшегося закономерного утяжеления нефтей, как правило, колебался от нескольких месяцев до года и более. При этом за данный период плотность нефти в различных скважинах возрастала не одинаково (рис. 7). Максимальное увеличение плотности нефти перед обводнением и в начальный период обводнения добывающих скважин отмечено в залежи IV пачки межсолевых отложений Речицкого месторождения, где данная величина достигала 0,1 г/см3 (11,5 %) и более. Установленные особенности изменения плотности нефти, естественно, характерны для скважин, вступивших в эксплуатацию в безводный период.


Рис. 7. Изменение плотности нефтей в начальный период обводнения продукции добывающих скважин Речицкого месторождения: а – скв. 8; б – скв. 40; в – скв. 50.

 


Рис. 8. Схематические карты распределения максимальных величин временного увеличения плотности нефти при появлении попутных вод в добываемой продукции: а – межсолевая залежь нефти Осташковичского месторождения; б – семилукская залежь нефти Речицкого месторождения.

1 – добывающая скважина: в числителе номер скважины, в знаменателе – осредненная величина анализируемого показателя; 2 – нагнетательная скважина и ее номер; 3 – граница ВНК; 4 – изолинии равных значений анализируемого показателя; 5 – тектонические нарушения (северная граница зоны отсутствия межсолевых отложений).

 


Рис. 9. Схематические карты распределения максимальных величин временного увеличения плотности нефти при появлении попутных вод в добываемой продукции: а –залежь нефти IV пачки межсолевых отложений Речицкого месторождения; б – подсолевая залежь нефти Вишанского месторождения.

Условные обозначения те же, что и на рис. 8.

Массовый характер установленного явления не позволяет сомневаться в его объективности. Однако из полученных материалов невозможно было сделать однозначный вывод о природе отмеченных временных аномалий. В целях изучения данного вопроса авторами были построены схематические карты распределения максимальных величин временного увеличения плотности нефти при появлении попутных вод для наиболее крупных белорусских залежей нефти, характеризующихся высокой степенью обводненности добываемой продукции (рис. 8, 9).

В результате проведенных исследований установлено, что величина анализируемого показателя во всех залежах распределена не хаотически, а подчиняется определенным закономерностям. Основная из них заключается в том, что в скважинах, расположенных вблизи ВНК, величина временного увеличения плотности нефти перед появлением воды оказывается, как правило, более существенной по сравнению с присводовыми или приразломными скважинами, которые находятся на значительном удалении от ВНК.

Известно, что для нефтяных месторождений Беларуси, как и для месторождений других нефтегазодобывающих регионов, характерным является наличие на ВНК более окисленных и более тяжелых нефтей. Так, исследованиями Л.А. Рудченко и Г.И. Паруковой было показано, что: “наименьшие значения плотности, вязкости, смолистости отмечаются в сводовой части залежи. Плотность нефти, ее вязкость, смолистость постепенно увеличиваются по мере удаления от свода и приближению к водонефтяному контакту и резко возрастают вблизи ВНК” [9, стр. 29]. По данным М.А. Рынского и М.Ф. Кибаша, разница между плотностью нефти на ВНК и приподнятых участках залежи может достигать 0,1 - 0,2 г/см 3 и более [10, 11]. В таком случае, установленная закономерность, заключающаяся в увеличении плотности нефти перед обводнением добываемой продукции, может быть объяснена появлением в скважинах приконтурных утяжеленных нефтей, “проталкиваемых” пластовыми и закачиваемыми водами. По мере продвижения к добывающим скважинам приконтурная нефть частично смешивается с окружающей, что и приводит к наблюдаемой картине – уменьшению максимальных величин временного роста плотности нефти при появлении попутных вод в добываемой продукции скважин, расположенных на большем удалении от ВНК.

Таким образом, проведенными исследованиями впервые установлено, что перед обводнением и в начальный период обводнения продукции добывающих скважин из них добываются нефти более высокой плотности, что можно использовать для прогноза времени обводнения эксплуатационных скважин. Кроме того, повышение плотности добываемой нефти в начальный период обводнения может говорить о том, что появившаяся попутная вода прорывается с ВНК, т.е. в определенной мере указывает на генезис этой воды.

Для детальной оценки каждого из описанных выше способов была проведена статистическая обработка имеющихся графических материалов по 5 наиболее крупным месторождениям: Березинскому, Вишанскому, Осташковичскому, Речицкому и Ю-Осташковичскому. По каждому из них из общего количества графиков были отобраны те, которые наиболее ярко демонстрируют явление повышения содержания хлоридных солей и плотностей самой нефти. Они были разделены по категориям: а) четко отражающие повышение анализируемого показателя; б) менее четко; в) с недостаточным количеством данных; г) на которых наблюдался большой разброс данных, либо они распределялись хаотично; д) явление не наблюдалось. Следует отметить, что остальные графики, не попавшие в число анализируемых, при последующей обработке вполне могут войти во все перечисленные категории, за исключением, пожалуй, первой.

Наши исследования показали, что в большинстве случаев (до 50 %) более четкое повышение значений наблюдается по плотности нефти, в то время как по хлоридным солям зачастую наблюдался разброс данных, связанный предположительно с проводимыми ГТМ и подливами вод в скважину.

Материалы анализировались также по тому, на каком этапе обводнения наблюдались повышенные значения параметров: в безводный период; при обводненности 0-5 %; при обводненности более 5 %.

Здесь обнаруживается несколько иная картина. Повышенные значения хлоридов в нефтях наблюдались в большинстве в период либо полного отсутствия воды в скважине, либо при незначительном проценте ее. Плотность же самой нефти чаще начинала возрастать при обводненности скважин от единиц процентов до 5 и выше.

В связи с различной эффективностью вышерассмотренных методов прогноза, для более детального анализа процессов, происходящих в рассматриваемых скважинах предлагается строить, так называемые “тройные графики”, которые имеют синхронные оси времени и отражают изменение в процессе разработки следующих показателей:

- содержание хлоридных солей в нефтях (мг/л) с нанесением обводненности добывающей продукции;

- плотность нефти (г/см 3 );

- плотность попутно добываемых вод (г/см 3 ).

Приведем конкретные примеры, демонстрирующие более высокую эффективность выдаваемых прогнозов по комплексному методу (тройным графикам).

Рис. 10. Изменение содержания хлористых солей в нефтях (а), плотности нефтей (б) и плотности попутных вод (в) по скв. 150 Речицкого месторождения.

Рис. 11. Изменение содержания хлористых солей в нефтях (а), плотности нефтей (б) и плотности попутных вод (в) по скв. 128 Южно-Осташковичского месторождения.

Рис. 12. Изменение содержания хлоридов в нефтях в период выхода эксплуатационной скв. 35 Осташковичского месторождения (а), скв. 59 и 48 Речицкого месторождения (б, в) на нормальный режим работы после их бурения и освоения.

На данных графиках (рис. 10, 11) четко прослеживается тенденция роста хлористых солей в нефтях и плотности нефти в безводный и начальный периоды обводнения. Однако нередки случаи, когда на появление воды реагировал лишь один из рассматриваемых показателей. Нередко встречаются также примеры, когда ни один из показателей не реагировал на появление воды в скважине.

Анализ построенных более 800 графиков ярко демонстрирует, что каждый из методов имеет свои преимущества и недостатки, поэтому при прогнозе времени обводнения продукции добывающих скважин рекомендуется их комплексное использование.

В заключении данной статьи подчеркнем, что сведения о содержании хлоридных солей в нефтях можно использовать при прогнозе сроков выхода скважин на нормальный режим работы после бурения и проведения различных геолого-технических мероприятий (рис. 12) в безводных скважинах. Снижение и стабилизация концентрации хлоридов в нефтях на уровнях, характерных для погребенных вод, позволяет утверждать, что практически вся техническая вода, попавшая в залежь при бурении и освоении скважин или проведении в них различных ГТМ вынесена с нефтью и скважины вышли на нормальный режим работы.

ЛИТЕРАТУРА

  1. Порошин В.Д., Хайнак В.П., Морозов А.Г. Применение данных о плотностях попутных вод при контроле за разработкой нефтяных месторождений // Поиски и освоение нефтяных ресурсов Республики Беларусь: Сб. науч. тр. – Вып. 3. – Гомель: БелНИПИнефть, 1999. – С. 158-166.
  2. Порошин В.Д., Кибаш М.Ф., Шкандратов В.В. Литогидрохимический метод – как один из новых способов контроля за разработкой нефтяных месторождений и эксплуатацией обводнившихся скважин в ПО «Белоруснефть» // Стратегия – 2015: Материалы научно-практической конференции. – Гомель: ПО «Белоруснефть», 1999. – С. 366-373.
  3. Кострюков Г.В., Чернорубашкин А.И. Особенности обводнения нефтяных скважин на месторождениях Беларуси // РНТС. Сер. Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 1976. - №3. - С. 5-7.
  4. Порошин В.Д., Герасимова Ж.А. К вопросу о природе погребенных вод межсолевых отложений Припятского прогиба // Зоны нефтегазоносности Припятского прогиба. Мн.: БелНИГРИ, 1981. – С. 169-172.
  5. Экспресс-метод контроля за обводнением добывающих скважин законтурной водой / А.И. Чернорубашкин, Г.В. Кострюков, М.А. Рынский, Г.А. Макеев // Нефтепромысловое дело, 1980, № 11. – С. 7-10.
  6. Муляк В.В. Взаимовлияние гидрогеологической обстановки и процессов разработки нефтяных месторождений (на примере Припятского нефтегазоносного бассейна) // Автореф. дисс. канд. г.-м.н. - М.: ВНИИнефть, 1996. - 22 с.
  7. Муляк В.В. Прогноз обводнения нефтяных скважин на месторождениях Белоруссии // РНТС ВНИИОЭНГ, сер. “Нефтепромысловое дело”, 1983, № 8. – С. 10-11.
  8. Порошин В.Д., Панарина Н.П., Сенкевич А.Э. О возможности прогноза времени обводнения продукции добывающих скважин по данным о плотностях нефтей // Поиски и освоение нефтяных ресурсов Республики Беларусь: Сб. науч. тр. – Вып. 4. – Гомель: БелНИПИнефть, 2000. – С. 146-151.
  9. Рудченко Л.А., Парукова Г.И. Изменения свойств нефтей в зависимости от особенностей геологического строения Припятского прогиба // Нефтегазопоисковая геология и геофизика. 1978. - № 1. – С. 29-31.
  10. Рынский М.А. Использование гидродинамических особенностей пластовых систем и физико-химических свойств углеводородов для правильного выбора объектов поисково-разведочных работ (на примере Припятского прогиба) // Экспресс-информация. ВИЭМС. Геол. методы поисков и разв. м-ний нефти и газа, 1975, № 3. – С. 1-7.
  11. Кибаш М.Ф. Совершенствование методики разведки залежей нефти в карбонатных коллекторах (на примере Припятского прогиба) // Автореферат кандидатской диссертации. – М.: ИГиРГИ, 1983. – 23 с.

Авторы: 

Тематические разделы: