Способ контроля разработки многопластовых нефтяных месторождений

=С 0 огопластового аствора -го и ов, концентра ф ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМПРИ ГКНТ СССР ПИСАНИЕ ИЗО КОМУ СВИДЕТЕЛЬС(71) Башкирский государственный научноисследовательский и проектный институт нефтяной промышленности(56) Букин. И,ИРозанцев Э.ГМухаметов З.В, Испытание новых индикаторов для изучения движения нагнетаемой в пласт воды. - , Нефтя ное хозяйство, 1978, Я. 12, с. 46-49.Авторское свидетельство СССР М 1143836, кл. Е 21 В 47/10, 1985.(54) СПОСОБ КОНТРОЛЯ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВЫХ НЕФТЯНЪХ МЕСТОРОЖДЕНИЙЭ 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 следующихенных положени- . экспериментально проверях.Закачка в -й пластнефтяного месторожденияМ-го химических компоне(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:(4) 40 получим- аск 0 5) Осуществляя подобным образом 3 ку указанных компонентов поочеред каждый из исследуемых пластов, нах доли их участия в водных дебитах совм ных скважин, одновременно определяя фильтрационные характеристики. качнов 5 одятест- иих 5 где ць сп - доли участия 1-го и )-х пластов в общем водном дебите совместных скважин;си, са, СО 1, сок - концентрации М-го и 1-го химических компонентов соответственно в водных фазах добываемых жидкостей 1-го пласта и совместных скважин;с, с - концентрации 1-го и к-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 их концентраций в процессе фильтрации меченых растворов о 1 нагнетательных до эксплуатационных скважин остается постоянным несмотря на изменение концентраций, Такими компонентами являются, напоимер, ионы растворов галоидов (исключая 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 ААЯч, Сатурн, ЧВА. и т.п. Определение содержания нитратов предпочтительно проводить фотометрическим методом. При отсутствии илинезначительном 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 в наименьшей степени. Закачку растворов индикаторов осуществляют в нагнетательные скважины агрегатом ЦА, ЦАпри 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.= 0,72 отн,ед. П р и м е р. 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 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 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 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 карбонатнь 1 е отложения с исходными концентрациями индикаторов; 30 150 кг/м калия и 2 мг/м рубидия. Общийзобъем закачанного раствора индикаторов составил 10 м . Закачка проводилась с использованием агрегата ЦА, после чего 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 ААЯЙ. Обработка результатов позволила определить направление и скорость перемещения фильтрационных потоков, На скважине М.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 М. 8, рассчитанная по формуле (5), составила 10,3784 75, 50 75)0,116 10,3 0,116 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 многопластовыхнефтяных месторождений, включающий отбор проб добываемой жидкости из каждого нефтеносного пласта и продукции скважины, определение в водной фазе проб содержания химических компонентов, о т л и ч а ю щ и й с я тем, что, с целью повышения точности и эффективности контроля при равном содержании в нефтепромыслов ых 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, о т л и ч а ю щи й с я тем, что в нефтеносные пласты закачивают водные растворы галоидов и нитратов щелочных металлов,