Способ контроля разработки многопластовых нефтяных месторождений Советский патент 1992 года по МПК E21B47/10 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при контроле разработки многопластовых нефтяных месторождений.

Целью изобретения является повышение точности и эффективности контроля при равном содержании в нефтепромысловых водах каждого пласта определяемых химических компонентов.

Изобретение основано на следующих экспериментально проверенных положениях.

Закачка в 1-й пласт многопластового нефтяного месторождения раствора 1-го и k-го химических компонентов, концентрации которых измерены в водной фазе каждого пласта, приводит к изменению их содержания в пласте и в добываемой продукции совместных скважин. Так как нефтепромысловые воды остальных пластов не различаются или отличаются незначительно по содержанию химических компонентов, то справедливы следующие уравнения материального баланса:

п -1

Ciiqi+ci X QJ COI;(1)

XI

CJ

о

Јь

Јь

ю

,

(2)

где qi, qj - доли участия i-ro и j-x пластов в общем водном дебите совместных скважин;

си, cik, Col, Cok - концентрации k-ro и 1-го химических компонентов соответственно в водных фазах добываемых жидкостей 1-го пласта и совместных скважин;

ci, Ck концентрации 1-го и k-ro компонентов в пластовых нефтепромысловых водах месторождения;

n - количество нефтеносных пластов, участвующих в совместной добыче.

При закачке в нефтеносные пласты растворов химических компонентов с близкими фильтрационными характеристиками отношение их концентраций в процессе фильт- рации меченых растворов оi нагнетательных до эксплуатационных скважин остается постоянным-несмотря на изменение концентраций. Такими компонентами являются, напоимер, ионы растворов галоидов (исклю- чая фториды) и нитратов щелочных металлов (за исключением соединений лития). Таким образом, можно положить

Cik.

(3)

где а - отношение 1-го и k-ro химических компонентов в исходном закачиваемом растворе.

Отсюда, решая уравнения (1-3) относи- тельно qi и принимая во внимание, что

n - 1

E . j i

(4)

получим

Qi

(CI - Col) + a (Cok - Ck)

Q -a Ck

C0k (Col

Ck ICok

- a

s(5)

Осуществляя подобным образом закачку указанных компонентов поочередно в каждый из исследуемых пластов, находят доли их участия в водных дебитах совместных скважин, одновременно определяя и их фильтрационные характеристики.

,.

п c

0

ц

0

5

0

5

Способ осуществляют следующим образом.

Отбирают пробы жидкостей из каждого совместно разрабатываемого пласта исследуемого многопластового месторождения. В водных фазах отобранных проб определяют содержание галоидов щелочных металлов или нитрат-иона. Анализ с высокой экспрессностью и точностью (до 2 отн. %) можно осуществить с помощью инструментальных методик пламенного варианта атомно-абсорбционной спектрометрии и рентгено-флуоресцентного анализа на аппаратах AAS-1N, Сатурн-2, VRA-30 и т.п. Определение содержания нитратов предпочтительно проводить фотометрическим методом. При отсутствии или незначительном различии нефтепромысловых вод каждого пласта по измеренным химическим компонентам определение относительных дебитов водных фаз совместно разрабатываемых пластов осуществляется одновременно с определением их фильтрационных характеристик.

Для этого через нагнетательную скважину, проперфорированную только на исследуемый пласт или оборудованную специальной системой пакеров, в пласт закачивают меченый водный раствор. В качестве индикаторов используют вещества, по ионному составу, которых аоды совместно разрабатываемых пластов различаются в наименьшей степени. Закачку растворов индикаторов осуществляют в нагнетательные скважины агрегатом ЦА-320, ЦА-400 при давлениях, не превышающих рабочее давление нагнетания, после чего скважину используют как нагнетательную.

По достижении эксплуатационных скважин закачанными растворами меченных жидкостей на уСтье последних отбирают пробы добываемых жидкостей, в которых определяют содержание закачанных индикаторов. По полученным результатам судят о фильтрационных характеристиках пласта - распределении фильтрационных потоков по его площади и разрезу, скорости перемещения нагнетаемого агента. По формуле (5) определяют долю участия пласта в общем водном дебите скважины.

По окончании прохождения через эксплуатационные скважины вала индикаторов от предыдущих закачек закачку растворов индикаторов осуществляют в следующий пласт. Таким образом, осуществляют поочередную закачку индикаторов в каждый из исследуемых пластов, находят долю их участия в водных дебитах скважин, одновременно определяя их фильтрационные характеристики.

Пример. Месторождение с совместной эксплуатацией нефтеносных песчаников и продуктивных карбонатных отложений. Месторождение находится на завершающей стадии разработки, обвод- ненность добываемой продукции составляет 90%. Фонд эксплуатационных скважин механизирован штанговыми и электроцентробежными насосами1, В результате проведенной геохимической съемки установлено, что водные фазы добываемой продукции из каждого продуктивного горизонта практически не различаются по физико-химическим свойствам. Это объясняется промытостью нефтеносных отложений на- гнетаемыми водами с малой минерализацией. Статистическая обработка гидрохимических анализов показала, что наименьшие вариации по площади совместно разрабатываемых горизонтов наблюда- ются по концентрациям ионов калия и рубидия. По этим же элементам наблюдается наименьшее различие и по средним арифметическим: 52 мг/л по калию и 0,112 мг/л по рубидию для вод песчаников и 48 и 0,120 мг/л соответственно для вод карбонатов Через нагнетательную скважину N° 5 проведена за качка раствора хлоридов калия и рубидия в карбонатные отложения с исходными концентрациями индикаторов: 150 кг/м калия и 2 мг/м рубидия. Общий объем закачанного раствора индикаторов составил 1C м . Закачка проводилась с использованием агрегата ЦА-400, после чего скважину снова использовали как нагнета- тельную. Отбор проб добываемых жидкостей проводили из окружающих добывающих скважин, определение концентраций калия и рубидия в водных фазах отобранных жидкостей - на атомно-абсорб- ционном спектрофотометре AAS-1N. Обработка результатов позволила определить направление и скорость перемещения фильтрационных потоков На скважине № 8, эксплуатирующей песчаники и карбонаты совместно и находящейся в 400 м от нагнетательной скважины, основной вал меченых вод был зарегистрирован через 35 сут после их закачки. При этом концентрации калия и рубидия в водных фазах проб составили 784 и 10,3 мг/л соответственно. Таким образом, доля участия отложений карбонатов в водном дебите скважины N 8, рассчитанная по формуле (5), составила

„ - 1 10-3 /784 7Е.у„ 50 7(-ч 40,11640,3 .lie}

- 0.72 отн ед

Проведенные эксперименты подтвердили возможность использования способа в различных нефтедобывающих регионах страны. Наряду с фильтрационными характеристиками пласта - скоростью и направлением фильтрационных потоков, выделением слабодренируемых и застойных зон - предлагаемый способ позволяет определять относительные водные дебиты совместно разрабатываемых пластов в геолого-технических условиях, которые в сово- купности практически исключают возможность контроля разработки пластов известными методами, например, в условиях эксплуатации скважин, оборудованных электроцентробежными насосами, при низкой обводненности добываемой продукции и отсутствии различий по физико-химическим свойствам водных фаз добываемых жидкостей из совместно разрабатываемых пластов. Учи гывая, что скважины с подобными геолого-техническими условиями состав- ляют значительную долю в общем количестве добывающих скважин на ряде нефтяных месторождений, использование данного способа контроля повысит эффективность применения ряда мероприятий по регулированию разработки,таких, как ограничение притоков попутной воды в обводняющихся скважинах, выбор местоположения скважин для очагового и локального заводнения пластов, перераспределение отборов добываемых жидкостей на различных участках залежей, изменение режима работы добывающих совместных скважин и т.п.

Формула изобретения

1.Способ контроля разработки многопластовых нефтяных месторождений, включающий отбор проб добываемой жидкости из каждого нефтеносного пласта и продукции скважины, определение в водной фазе проб содержания химических компонентов, отличающийся тем, что, с целью повышения точности и эффективности контроля при равном содержании в нефтепромысловых водах каждого пласта определяемых химических компонентов, в нефтеносные пласты закачивают поочередно водные растворы тех же химических компонентов, а по изменению их концентрации в пробах продукции скважины при достижении растворами скважины судят о фильтрационных характеристиках нефтеносных пластов и их относительном водном дебите

2.Способ поп. 1, отличающийся тем, что в нефтеносные пласты закачивают водные растворы галоидов и нитратов щелочных металлов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Цель - повышение точности и эффективности контроля при равном содержании в нефтепромысловых водах каждого пласта определяемых химических компонентов. Отбирают пробы добываемой жидкости из каждого нефтеносного пласта и продукции скважины и определяют в водной фазе проб содержание химических компонентов. В нефтеносные пласты закачивают поочередно водные растворы тех же химических компонентов. По изменению их концентрации в пробах продукции скважины при достижении растворами скважин судят о фильтрационных характеристиках нефтеносных пластов и их относительном водном дебите. В качестве химических компонентов используют растворы галоидов и нитратов щелочных металлов. 1 з.п. ф-лы. СО с