9. Оценка взаимовлияния скважин. Трассерные исследования.
Метод исследования взаимодействия скважин (гидропрослушивание) используется для определения усредненных значений гидропроводности ε и пьезопроводности χ пластов на участках между исследуемыми скважинами в условиях неустановившейся фильтрации жидкости.
Для исследований выбирают минимум две скважины. Одна из них, по которой контролируется изменение дебита (в большинстве случаев скачкообразное), называется возмущающей, другая, в которой наблюдается изменение забойного давления, вызванное данным возмущением, — реагирующей.
В качестве возмущающей может быть использована любая добывающая или нагнетательная скважина, в качестве реагирующей — простаивающая или специально остановленная (до начала исследований) скважина. В одном исследовании может одновременно участвовать несколько реагирующих скважин.
При скачкообразном изменении дебита возмущающей скважины процесс
изменения забойного давления в реагирующей скважине описывается формулой
Где Δр=р—рЗАБ; р — давление на забое скважины в момент t после ее остановки, МПа; рЗАБ — забойное давление до остановки скважины (установившееся), МПа; k – проницаемость, мкм2;h – эффективная толщина пласта, м; µ - вязкость флюида мПа·с; R — расстояние между реагирующей и возмущающей скважинами.
Исследования должны проводиться в обстановке, исключающей в данный период посторонние возмущения, обусловливающие изменение забойных давлений в реагирующих скважинах (пуски или остановки других близко расположенных скважин и т. п.).
Трассерные исследования
Трассерный метод исследования является эффективным способом получения информации о межскважинном строении пласта, определения скорости фильтрации флюидов в коллекторе, выявления зон нарушения гидродинамической связи между отдельными участками, оценки коэффициента охвата пласта процессом вытеснения, установления контроля над распределением потоков в залежи.
Трассерный метод основан на введении в контрольную нагнетательную скважину заданного объема меченой жидкости, которая оттесняется к контрольным добывающим скважинам вытесняющим агентом путем последующей (после закачки меченого вещества) непрерывной подаче воды в контрольную нагнетательную скважину. Одновременно из устья добывающих скважин начинают производить отбор проб. Отобранные пробы анализируются в лабораторных условиях для определения наличия трассера и его количественной оценки. По результатам анализа строятся кривые зависимости изменения концентрации трассера в пробах от времени, прошедшего с начала закачки трассера для каждой контрольной добывающей скважины. Вид этих кривых характеризует фильтрационную неоднородность каждого выделенного высокопроницаемого пути фильтрации исследуемого участка пласта, которая определяется в результате интерпретации результатов трассерных исследований с привлечением другой имеющейся геолого-промысловой информации.
Изменение физико-химических свойств пластовых флюидов.
Воды, закачиваемые в пласт через нагнетательные скважины, заметно отличаются по физико-химическим свойствам от пластовых вод. Контроль за перемещением нагнетаемой воды можно осуществить по изменению минерализации добываемой в скважинах воды, определив ионы кальция и хлора.
Физические свойства нефти и ее состав в пределах одного и того же пласта не остаются постоянными:
В залежах, окруженных краевой водой, плотность нефти и содержание смол возрастают с глубиной залегания;
Вязкость увеличивается от купола складки к крыльям;
Давление насыщения и кол-во растворенного газа в единице объема уменьшаются по направлению к ВНК;
Объемный коэффициент нефти уменьшается к крыльям складки.
Для контроля горизонтального перемещения нефти получил применение метод коэффициента светопоглощения.
Коэффициент светопоглощения зависит от присутствия в нефти окрашенных веществ (смол и асфальтенов). Периодически измеряя величину Ксп, можно изучать направление и скорость движения нефти в пласте.
Для прослеживания движения нефти лучше всего пользоваться картой равных значений Ксп (картой изокол) на опр. даты. Эти карты дают наглядное представление об изменениях Ксп по пласту и ожидаемых изменениях его при перемещении нефти вдоль напластования в процессе разработки. По данным периодических замеров Ксп добываемой нефти по всем скважинам, эксплуатирующим месторождение, строятся на одном бланке карты изокол на две даты. Сравнивая взаимное расположение изолиний Ксп и расстояние между одноименными изолиниями, определяют ориентировочное направление движения и длину пути, пройденную нефтью за промежуток времени между двумя сериями замеров. Разделив путь на время, находят скорость горизонтального перемещения нефти.
На контакте нефть-вода Ксп резко увеличивается. Это обстоятельство необходимо учитывать при расчете скорости движения нефти по пласту.
Для расчета скорости движения нефти по всем замерам определяется среднее изменение Ксп за период наблюдения, которое экстраполируется на 1 год – ΔКсп. Скорость перемещения нефти в метрах за год определяется по формуле
vн=1200 Δксп/UxyΔt
где ΔКсп – изменение Ксп в скважине за время Δt (мес), Uxy – горизонтальный градиент Ксп в направлении перемещения нефти, ед/100 м.