Способ контроля разработки многопластовых нефтяных месторождений

 

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

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (sijs Е 21 В 47/10

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

n — 1

CilQi+Cl

j =1

j ) Qj=coi:

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (2 1,) 4377943/03 (22) 18.02.88 (46) 30.04.92. Бюл. М 16 (71) Башкирский государственный научноисследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (72) M,Х.Файзуллин, А.Л.Штангеев, Д.М.Шейх-Али, В.С.Асмоловский, 3.М.Тимашев и М.Н.Галлямов (53) 550.83(088,8) (56) Букин. И,И., Розанцев Э.Г., Мухаметов

З.В, Испытание новых индикаторов для изучения движения нагнетаемой в пласт воды.—, Нефтяное хозяйство, 1978, N 12, с. 46-49.

Авторское свидетельство СССР

N. 1143836, кл. Е 21 В 47/10, 1985. (54) СПОСОБ КОНТРОЛЯ РАЗРАБОТКИ

МНОГОПЛАСТОВЪ|Х НЕФТЯНЪ|Х МЕСТОРОЖДЕНИЙ

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 положени- . ях.

Закачка в j-й пласт многопластового нефтяного месторождения раствора |-го и

k-го химических компонентов, концентра„„!Ы„„1730442 А1 (57) 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 э.п. ф-лы. ции 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:

1730442

n — 1

CikQ i+Ck l. Qi=Cok, I =1

J Ф! (2) (3) 30 ся=а cik, где а — отношение I-го и k-го химических компонентов в исходном закачиваемом растворе.

Отсюда, решая уравнения (1-3) относительно qi и принимая во внимание, что (4) 40 получим (с

Q — аск

50 (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.

5 где qi. qi — доли участия I-ro u j-x пластов в общем водном дебите совместных скважин;

Cil, Cik, Col, Cok — КОНЦЕНтРаЦИИ k-ГО И 1-ГО химических компонентов соответственно в водных фазах добываемых жидкостей i-го пласта и совместных скважин;

ci, с — концентрации I-го и k-го компонентов в пластовых нефтепромысловых Водах месторождения; и — количество нефтеносных пластов, участвующих в совместной добыче.

При закачке в нефтеносные пласты растворов химических компонентов с близкими фильтрационными характеристиками отношение «х концентраций в процессе фильтрации меченых растворов ol нагнетательных до эксплуатационных скважин остается постоянным несмотря на изменение концентраций, Такими компонентами являются, напоимер, ноны растворов галоидов (исклю- 2 чая фториды) и нитратов щелочных металлов (за исключением соединений лития).

Таким образом, можно положить

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. О ) 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 воды совместно разрабатываемых пластов различаются B 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.

1730442

40 скважину снова использовали как нагнетательную. Отбор проб добываемых жидкостей проводили из окружающих добывающих скважин, определение концентраций калия и рубидия в водных фазах отобранных жидкостей — на атомно-абсорбционном спектрофотометре AAS-1N. Обработка результатов позволила определить направление и скорость перемещения фильтрационных потоков, На скважине N. .8, 45 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

50 рубидия в водных фазах проб составили 784 и 10.3 мг/л соответственно. Таким образом, доля участия о-,ложений карбонатов в водном дебите скважины N 8, рассчитанная по формуле (5), составила

10,3 (784 — 75)g(50 — 75

0,116 10,3 0,116

q=1

= 0,72 отн,ед.

Пример. Месторождение с совместной эксплуатацией нефтеносных песчаников и продуктивных карбонатных отложений. Месторождение находится на завершающей стадии разработки, обвод- 5 ненность добываемой продукции составляет 90%. Фонд эксплуатационных скважин механизирован штанговыми и электроцентробежными насосами, В результате проведенной геохимической съемки установлено, 10 что водные фазы добываемой продукции из каждого продуктивного горизонта практически не различаются по физико-химическим свойствам. Это объясняется . промытостью нефтеносных отложений на- 15 гнетаемыми водами с малой минерализацией. Статистическая обработка гидрохимических анализов показала, что наименьшие вариации по площади совместно разрабатываемых горизонтов наблюда- 20 ются по концентрациям ионов калия и рубидия. По этим же элементам наблюдает-. ся наименьшее различие и по средним арифметическим: 52 мг/л по калию и 0,112 мг/л по рубидию для вод песчаников и 48 и 25

0,120 мг/л соответственно для вод карбонатов, Через нагнетательную скважину М 5 проведена закачка раствора хлоридов калия и рубидия в карбонатные отложения с исходными концентрациями индикаторов: 30

150 кг/м калия и 2 мг/м рубидия. Общий з объем закачанного раствора индикаторов составил 10 мз. Закачка проводилась с использованием агрегата ЦА-400, после чего

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 совокупности . 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. Учитывая, что скважины с подобными геолого-техническими условиями составляют 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 по и. 1, отличающийся тем, что в нефтеносные пласты закачивают водные растворы галоидов и нитратов щелочных металлов,