Бодрягин А.В. (ОАО Газпромнефть Ямал)
Буйнов Е.С., Коробейников А.А., Куприянов Ю.Д., Митрофанов А.Д., Никитин А.Ю. (ОАО СК Черногорнефтеотдача)

Применение индикаторных (трассерных) исследований позволяет многократно увеличить информативность промысловых данных о разрабатываемых объектах и, тем самым, значительно повысить эффективность принимаемых решений по воздействию на пласт.

Комплекс индикаторных исследований позволяет определить наличие гидродинамической связи между объектами, объёмы каналов низкого фильтрационного сопротивления (НФС), их проницаемость, направленность и скорость фильтрации закачиваемой по каналам НФС воды.

Дополнительную качественную информацию о наличии гидродинамической связи по пласту между исследуемыми скважинами может дать определение характера изменения физико-химических свойств жидких углеводородов. Установлено [1], что геолого­технологические мероприятия (ГТМ) по воздействию на пласт приводят к изменению физико-химических свойств жидких углеводородов (диэлектрической проницаемости, скорости распространения ультразвука, оптической плотности, коэффициента светопоглощения (КСП)). Изучение этих свойств нефти, взятой на поверхности из добывающих скважин, позволяет качественно оценить влияние этих мероприятий на степень выработки запасов нефти и повысить достоверность проводимых индикаторных исследований.

По данным СевКавНИПИнефть (Соколовский Э.В., Чижов С.И., Тренчиков Ю.И. и др. [2]), именно окисление нефти оказывает наиболее сильное влияние на изменение свойств нефти при ее движении в пласте. Для нефтей, добытых из скважин, расположенных вблизи нагнетательных скважин, характерны повышенные значения КСП. Также на изменение свойств нефти существенное влияние оказывает продолжительность ее контакта с водой, закачиваемой в пласт. Результаты исследований методом КСП легли в основу комплексной методики контроля за заводнением залежей [3], по которой варьирование оптических свойств нефти увязывается с изменением объемов закачиваемой воды, размещением фонда скважин и неоднородностью коллекторских свойств продуктивных пластов.

Опытные работы по измерению КСП ранее уже проводились на Нижневартовском своде. Объектом исследований были продуктивные толщи отложений верхней юры (пласты Ю₁¹ и Ю₁²) в пределах Ермаковского месторождения. Тождественность геологического разреза и информативность проведенных работ продиктовали необходимость комплексирования трассерных исследований по изучению изменения КСП на участках Самотлорского и Тюменского месторождений.

При этом анализировались результаты физико-химических характеристик флюида и оптических свойств нефти. Методика исследований включала отбор и подготовку устьевых проб жидкости, производилось обезвоживание, измерение плотности, кинематической вязкости, поверхностного натяжения и оптических свойств.

Для измерений использовался прибор КФК-3 на длине волны 870 нм с кюветой толщиной 1.060 мм. Пробы с малым КСП исследовались без разбавления относительно воздуха. Пробы с большим КСП разбавлялись толуолом в объемном соотношении 1:3, и измерения проводились относительно КСП толуола (КСП относительно воздуха 3.361 1/см).

Для измерения КСП скважин пласта АВ₁^1-2 Самотлорского месторождения было отобрано 46 проб нефти из 9 скважин, из пластов АВ₁³ и АВ_2-3 – из 38 скважин, а для пласта ЮВ₁ Тюменского месторождения из 13 скважин.

По каждой пробе проводилось 3-6 измерений КСП. Для оценки достоверности результатов были построены графики изменения КСП по скважинам (рис. 1). Определялся средний уровень данных, при этом на трендовой составляющей выделялись аномальные изменения КСП.

 

Рис.1. Графики изменения коэффициента светопоглощения по скважинам

 

Анализ графиков основывался на положении, что изменения КСП обусловлены геологическими и промысловыми характеристиками, меняющимися в процессе эксплуатации залежи. Анализ показывает, что временные изменения КСП можно разделить на три группы: синфазные, квазисинфазные и независимые. По форме графики можно разделить на плавные и резкие.

Синфазные изменения КСП указывают на то, что скважины находятся в одном блоке с однородной фильтрационной структурой.

Квазисинфазные изменения КСП характерны для скважин, находящихся в среде с нелинейно меняющимися фильтрационными характеристиками, а независимые изменения КСП указывают на нахождение скважин в разных блоках.

Резкие изменения КСП чаще всего связаны с кратковременными прорывами обводненной нефти в скважину.

Пространственное изменение КСП по пласту АВ₁^1-2 Самотлорского месторождения приведено на розе-диаграмме (рис.2).

 

Рис.2. Роза-диаграмма приведенных скоростей перемещения индикаторов. Самотлорское месторождение, пласт АВ₁^1-2

 

Наиболее ярко синфазное изменение КСП наблюдается в скв.18072 и 18084, расположенных в одном блоке с однородной фильтрационной структурой к северу от разлома, следящегося в северо-западном направлении.

Резкие изменения КСП, связанные с кратковременными прорывами обводненной нефти в скважину, наблюдаются в скв. 15825, 18072 и 18084. Эти изменения хорошо коррелируются с результатами трассерных исследований, гидропрослушивания и соответствуют зональности расположения литотипов пород. Действительно, гидродинамическая связь нагнетательной скважины 18107 со скважинами 15825, 18072, 18084 по данным трассерных исследований весьма высока, в то же время эти скважины находятся в зоне распространения гидродинамически связанного коллектора. Скважины с низкими значениями КСП располагаются или в зоне пониженной фильтрации в связи с эффектом экранирования от разрыва (скв.15806, 80582, 18049), или в зоне низких коллекторских свойств горных пород (скв.15808, 18098).

Пространственное изменение КСП по пластам АВ13 и АВ2-3 Самотлорского месторождения приведено на розе-диаграмме (рис.3).

 

Рис.3. Схема распределения максимальных значений коэффициента светопоглощения нефти, совмещенная со структурной картой кровли пласта АВ₁³ Самотлорского месторождения

 

Максимальный коэффициент светопоглощения имеют скв.16570, 18481 и 18501 (383,2 см-1, 203,6 см-1 и 292,4 см-1, соответственно).

Скважины 18481, 18501, 18694, 50592 и 50602 принадлежат одному тектоническому блоку, следовательно, они обводняются от нагнетательных скважин, имеющих такой же тип коллектора (скв.16222, 16267, 16287, 16198 и 8262).

 

Рис.4. Роза-диаграмма приведенных скоростей перемещения индикатора, совмещенная с зональной картой пачки «а» пласта ЮВ₁¹ Тюменского месторождения, уточненная данными эксплуатационных скважин пласта ЮВ₁

 

Пространственное изменение КСП по пласту ЮВ₁ Тюменского месторождения приведено на розе-диаграмме (рис.4). Резкие изменения КСП, связанные с кратковременными прорывами обводненной нефти в скважину, наблюдаются в скв. 303, 323, 503 и 614. Эти изменения хорошо коррелируются с результатами трассерных исследований и соответствуют зональности расположения литотипов пород. Действительно, гидродинамическая связь нагнетательной скважины 616 со скважинами 303, 323, 503 и 18084, по данным трассерных исследований, весьма высока, в то же время эти скважины находятся в зоне распространения гидродинамически связанного коллектора.

Таким образом, в результате выполненных исследований по изучению пространственных изменений КСП получена дополнительная геологическая информация о наличии гидродинамической связи по пластам АВ₁^1-2 АВ₁³ и АВ_2-3 Самотлорского месторождения, а также по пласту ЮВ₁ Тюменского месторождения, которая хорошо коррелируется с результатами дистанционных методов, гидродинамических и промысловых исследований и соответствует зональности расположения литотипов пород.

В заключение следует отметить, что изучение динамики КСП необходимо продолжить, так как при продолжении исследований возможна оценка пространственно­временных изменений поля КСП нефти, по которой можно будет судить о характере искусственного заводнения участка и влиянии геологических (неотектоника, литологическое экранирование) и техногенных (нагнетание воды, ГРП и пр.) факторов на формирование фронта заводнения. Кроме того, по данным разностных значений поля КСП можно получить информацию о направлении развития вновь образованных зон техногенной трещиноватости.

ЛИТЕРАТУРА

1. Гзовский М.В. Основы тектонофизики. – М.: Наука, 1976. – 354 c.
2. Индикаторные методы изучения нефтегазоносных пластов/ Э.В.Соколовский, Г.Б.Соловьев, Ю.И.Тренчиков. – М.: Недра, 1986. – 157c.
3. РД 39-014-7428-235-89. Методическое руководство по технологии проведения индикаторных исследований и интерпретации их результатов для регулирования и контроля процесса заводнения нефтяных залежей/ Э.В.Соколовский, C.B.Чижов, Ю.И.Тренчиков и др. – Грозный: СевКавНИПИнефть, 1989. – 79c.