Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

Р С ХИСАМОВ, А. А. ГАЗИЗОВ, А. Ш. ГАЗИЗОВ
. 43»
Х- 7 .
УВЕЛИЧЕНИЕ ОХВАТА
ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
ВОЗДЕЙСТВИЕМ
/У ebiviO s
нефтяной
Моеква ОАО *ВНИИОЭНГ 2003
УДК 622 276 1/ 4 ББК 33 361 Х51
Хисамов Р.С., Газизов А.А., Газизов А.Ш. Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием. — М ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003 — 568 с
ISBN 5-88595-099-7
В книге рассмотрено влияние неоднородного строения нефтяного пласта на его охват заводнением и возможные пути его повышения
Изложены результаты теоретических, лабораторных и промысловых исследований увеличения охвата пластов воздействием с применением гидродинамических, физико-химических, физических, микробиологических и других методов повышения нефтеотдачи пластов
Обоснована перспективность совершенствования заводнения с применением методов повышения нефтеодачи пластов, основанных на повышении фильтрационного сопротивления промытых зон нефтеводонасыщенного коллектора
Книга представляет интерес для научных и инженерно-технических работников нефтегазовой промышленности, занимающихся решением проблемы увеличения конечной нефтеотдачи пластов, а также будет полезна студентам нефтяных вузов и слушателям курсов повышения квалификации работников нефтедобывающих предприятий
Табл 123, ил 114,библ назв 391
Рецензент — доктор геолого-минершюгачшонх наук, академик Горной академии В Е Гавура
ISBN 5-88595-099-7
2503010400-4977 . А^
2003
без*
©PC Хисамов, А А Газнзо», А Ш Газизов, 2003
© Оформление ОАО "ВНИИОЭНГ", 2003
R.S. KHISAMOV, A.A. GAZ1ZOV, A.SH. OAZIZOV
Ч Si
*
(
i' (H
I , I
EXTENSION OF PRODUCTIVE FORMATIONS COVERAGE IN PROCESS OF STIMULATION
j t и
MOSCOW ОАО "VNIJOENG" 2003
UDC 622.276.1/.4
*'• •**.?•'• 4 ,
> . ~ „ " BBK 33.361 X51
Khisamov R.S., Gazizov A.A., Gazizov A.Sh. Extension of productive formations coverage in process of stimulation. - M.: ОАО
"VNIIOENG", 2003. - 568 pp. ISBN 5-88595-099-7
The influence of oil pool heterogeneous composition on formation coverage by flooding and possible ways of coverage extension are considered. The results of theoretical, laboratory and field researches of the formations coverage extension in process of stimulation with application of hydrodynamical, physical-chemical, physical, microbiological and other methods of formations EOR are also presented.
Prospects of flooding improvement with EOR methods based on increase of filtration properties of oil- and water-saturated reservoir washed zones are grounded.
The book is of great interest to scientists, engineers and technicians of oil and gas industry, dealing with the problem of ultimate oil recovery increase, as well as to oil institutions students and listeners of oil producing enterprises workers extension courses.
123 tables, 114 figures, 391 references
Reviewer- GAVURA V.E., Ph.D. (Geol. and mineral), Academician of the
Mining Academy ISBN 5-88595-099-7
2503010400-4977
——------------------without declaration
2003
© R.S. Khisamov, A.A. Gazizov, A.Sh. Gazizov, 2003 © Design of ОАО "VNIIOENG", 2003
СОДЕРЖАНИЕ
ПРИНЯТЫЕ СОКРАЩЕНИЯ 7
ВВЕДЕНИЕ 9
ГЛАВА I ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И ВЛИЯНИЕ ИХ НА РАЗРАБОТКУ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 14
ГЛАВА 2 ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ЗАВОДНЕНИЕМ 62
2 1 Методы и стадии разработки месторождений 62 2 2 Методы регулирования процесса разработки нефтяных месторождений заводнением 85 2 2 1 Нестационарное заводнение в неоднородных коллекторах 98 2 3 Оптимизация плотности сетки скважин в многопластовых объектах 112
2 4 Методики расчета охвата пластов заводнением 134
ГЛАВА 3 ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ОХВАТА
ПЛАСТОВ ВОЗДЕЙСТВИЕМ 179
3 1 Механизм воздействия физико-химических методов повыше-
ния нефтеотдачи пластов на продуктивный коллектор 179 3 1 1 Методы увеличения охвата пластов воздействием, основанные на повышении вязкости нефтевытесняющего агента 196
3111 Методы ПНП на основе применения водорастворимых по-лиакриламидов 196
3112 Методы повышения нефтеотдачи пластов на основе применения эфиров целлюлозы 203
312 Методы увеличения охвата пластов, основанные на изменения фильтрационного сопротивления высокопроницаемых промытых зон нефтеводонасыщенного коллектора 207
3121 Исследование взаимодействия полимеров с дисперсными частицами пород для решения задач увеличения охвата неоднородных пластов заводнением 207
3 2 Методы повышения нефтеотдачи, основанные на комплексном
воздействии на продуктивный пласт 275
3 3 Увеличение охвата пластов воздействием путем ограничения
водопротоков в скважины 319
3 3 1 Технология ограничения притока вод в добывающие скважины с применением нефтесернокислотных смесей (НСКС) 330
5
3.4. Увеличение охвата пластов заводнением путем обработки при-забойной зоны пласта химреагентами..........................................345
3.5. Обоснование выбора физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов с учетом особенностей геологического строения и выработанное™ запасов нефти объектов разработки......360
ГЛАВА 4. ФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ОХВАТА ПЛАСТОВ ВОЗДЕЙСТВИЕМ И ПОВЫШЕНИЯ ИХ НЕФТЕОТДАЧИ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ЗАВОДНЕНИЕМ...................375
4.1. Методы упруговолнового воздействия на пласт.........................375
4.2. Влияние тепловых методов на охват пласта воздействием............400
4.3. Увеличение охвата воздействием с использованием гидроразрыва пласта........................................................................................412
4.4. Регулирование охвата воздействием при вторичном вскрытии пластов...............................................................................................424
ГЛАВА 5. УВЕЛИЧЕНИЕ ОХВАТА ВОЗДЕЙСТВИЯ БУРЕНИЕМ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ И БОКОВЫХ СТВОЛОВ.......................................................435
ГЛАВА 6. МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ОХВАТА ВОЗДЕЙСТВИЕМ СЛАБОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРОВ........................................................445
ГЛАВА 7. МИКРОБИОЛОГИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ......................................................................................467
ГЛАВА 8. ПРОМЫСЛОВЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ НОВЫХ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ ОХВАТА ПЛАСТОВ ЗАВОДНЕНИЕМ...................................492
8.1. Опытно-промышленные работы по применению ПДС и её модификаций на Акташской площади Ново-Елховского месторождения ............................................................................................492
8.2. Повышение фильтрационного сопротивления обводнённых зон нефтеводонасыщенного коллектора — эффективное средство совершенствования методов заводнения пластов...........................511
8.3. Промысловые испытания новых технологий повышения нефтеотдачи, основанных на увеличении охвата пластов воздействием .................................................................................................529
ЗАКЛЮЧЕНИЕ............................................................................................................535
ЛИТЕРАТУРА.............................................................................................................535
Принятые сокращения
АСК — алкилированная серная кислота; АСПО — асфальтосмолопарафиновые отложения;
БиоП — биополимеры со сшивателями;
ВДГеОС — волокнисто-дисперсная система с гелеобразукмвйМ составом; ВДС —• волокнисто-дисперсная система; ВНК — водонефтяной контакт; ВНФ — водонефтяной фактор;
ВПТХО — внутрипластовая термохимическая обработка; ВУС — вязкоупругая система; ГеоК — гелеобразующая композиция;
ГИС — геофизические исследования скважин;
') 'f '
ГРП — гидроразрыв пласта; ГС — горизонтальная скважина;
ГФС — гипаноформальдегидная смесь;
ДОС — двойной осадкообразующий состав; ИКНН — искусственные кавернонакопители нефти;
КВД — кривые восстановления давления;
КДС —- коллоидно-дисперсионная система;
КИН — коэффициент извлечения нефти; t
МПДС — модифицированная полимердисперсная система;
МР — мицеллярный раствор; s
МСГС — модифицированные силикат-гелевые составы; НГДУ — нефтегазодобывающее управление;
НГП -— нефтегазовая промышленность;
НКТ — насосно-компрессорные трубы; НПАВ — неионогенные поверхностно-активные вещества;
НПЗ — нефтеперерабатывающий завод; НСКС — нефтесернокислотная смесь;
ОПЗ — обработка призабойной зоны;
ОХА — оксихлорид алюминия;
ОЭЦ — оксиэтилцеллюлозы;
ПАА — полиакриламид;
ПАВ — поверхностно-активное вещество;
ПДС — полимердисперсная система,
ПНП — повышение нефтеотдачи пластов; ПСКО — поинтервальная солянокислотная обработка; РГД — глубинный расходомер,
РМД — реагент многофункционального действия;
CAB — сейсмоакустическое воздействие,
СЖК — синтетические жирные кислоты; СКМД — смесь кислотная медленного действия;
СКО — солянокислотная обработка;
СПС — сшитые полимерные системы;
СТА — стабилизированный тощий абсорбент;
СШН — скважинный штанговый насос,
СЩВ — силикатно-щелочное воздействие,
СЭП — стационарный электроподогрев призабойной зоны пласта; ТБИВ — термобароимплозионное воздействие, ТГХВ — термогеохимическое воздействие; УИПК — установка исследования проницаемости керна;
УПС — удельная площадь скважин; ЩР — щелочный реагент;
ЯМР — ядерно-магнитный резонанс;
ВВЕДЕНИЕ
Повышение нефтеотдачи пластов — увеличение извлечения нефти из недр является одной из главных проблем энергообеспечения страны. Эффективность известных методов извлечения нефти обеспечивает коэффициент нефтеотдачи в пределах 0,25...0,45, что явно недостаточно для увеличения ресурсов нефти. Остаточные запасы или неизвлекаемые промышленно освоенными методами разработки достигают 55...75 % от первоначальных геологических запасов нефти в недрах и являются большим резервом увеличения извлекаемых ресурсов с применением методов повышения нефтеотдачи пластов. В связи с этим повышение степени извлечения нефти из недр разрабатываемых месторождений с применением эффективных методов воздействия на пласты является важной народнохозяйственной задачей.
Из-за недостаточной изученности механизма воздействия в зависимости от геологического строения пластов на начальных этапах развития методов заводнения (1950—1960 гг.) большое внимание нефтяников в нашей стране и за рубежом было уделено повышению эффективности существующих и созданию новых методов повышения нефтеотдачи, основывающихся главным образом на увеличении коэффициента вытеснения. Несмотря на определенные успехи в этом направлении, что выразилось в создании ряда физико-химических методов с применением ПАВ, кислот, щелочей и растворителей, решить проблему повышения коэффициента нефтеотдачи только подбором рецептур вытесняющих агентов не удалось. Коэффициент охвата оставался при этом низким, что во многом определяет недостаточно высокий коэффициент нефтеотдачи.
В связи с этим возникла настоятельная необходимость при разработке месторождений контролировать динамику коэффициентов вытеснения и охвата, влияющих на коэффициент нефтеотдачи, и разрабатывать геолого-технические мероприятия по их улучшению.
Охват объема пласта заводнением во многом зависит от особенностей геологического строения месторождений, неоднородности пласта, физико-химических свойств пластовых жидкостей и эффективности системы заводнения. Из них наиболее существенное влияние оказывает проницаемостная неоднородность.
На основе анализа опубликованных в научно-технической литературе исследований методов ПНП в данной работе приведены
результаты изучения механизма охвата пластов заводнением и его влияние на конечную нефтеотдачу пластов.
Основные методы воздействия на продуктивные пласты базируются на искусственном заводнении коллекторов и осуществляются путем реализации различных способов площадного, законтурного, внутриконтурного и других систем заводнений. Как следует из анализа результатов исследований различных авторов, наибольшему увеличению охвата пластов воздействием способствуют технологии, основанные на нестационарном режиме заводнения, избирательном и очаговом заводнениях, позволяющих рационально использовать энергию закачиваемой воды, применение повышенных давлений на линии нагнетания, а также выбор оптимальной сетки скважин.
Как показал опыт разработки нефтяных месторождений прорыв закачиваемых вод по пластам приводит к преждевременному обводнению скважин до 80...90 %, при которой эффективность гидродинамических методов резко снижается, хотя суммарный отбор нефти не превышает 40...50 % извлекаемых запасов нефти. При всех гидродинамических методах, несмотря на прокачивание огромного количества воды, значительная часть геологических запасов остается в недрах вследствие непроизводительной фильтрации закачиваемых вод в продуктивном пласте, т. е. не производя полезной работы при установленных мощностях.
Это является следствием образования обширных промытых зон в коллекторе, что не позволяет рационально использовать энергию закачиваемых вод для вытеснения нефти из пласта. В этих условиях неэффективны известные физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов с применением ПАВ, щелочей, кислот и растворителей.
Объективной необходимостью для повышения охвата менее проницаемой части продуктивного пласта воздействием при прогрессирующем заводнении являются ограничения фильтрации неф-тевытесняющего агента по промытым зонам коллектора и поступления его в скважины. Это приводит энергию закачиваемой воды и других реагентов в пласте в действие, и тем самым создаются условия для извлечения нефти из невыработанных зон без использования дополнительных мощностей.
В работе изложены результаты исследований по регулированию заводнением на основе изменения фильтрационного сопротивления обводненных зон коллектора, которое осуществляется зака-
10
чиванием химреагентов как через нагнетательные так, и добывающие скважины — в обоих случаях извлечение дополнительной нефти достигается в результате увеличения охвата пласта воздействием.
Для решения проблемы повышения нефтеотдачи пластов авторами разработана модель воздействия на нефтеводонасыщенный пласт, основанная на повышении фильтрационного сопротивления высокопроницаемых промытых зон. Разработан принципиально новый метод получения водоизолирующей массы в пластовых условиях на основе флокулирующих свойств полимеров относительно дисперсных частиц горных пород — полимердисперсные системы (ПДС).
Применительно к решению задач по извлечению остаточных запасов нефти в осложненных условиях разработки заводненных пластов имеется ряд модифицированных ПДС на основе изменения структурно-механических, реологических и нефтевытесняющих свойств базовой технологии. Это позволило повысить эффективность применения ПДС на 15...25 %, увеличить выработку пластов с трудноизвлекаемыми запасами в терригенных и карбонатных отложениях с высоковязкой нефтью.
В настоящее время этот принцип воздействия на пласты широко используется на месторождениях России. Наиболее эффективными из этих технологий являются те, которые одновременно с увеличением охвата пласта воздействием повышают коэффициент вытеснения. В то же время следует отметить, что значительная часть трудноизвлекаемых запасов нефти в слабопроницаемых про-пластках, линзах, тупиковых зонах нефтеводонасыщенного коллектора остается «недоступной» для гидродинамических и физико-химических методов.
В связи с этим нефтяной наукой и практикой созданы новые направления по разработке технологий повышения охвата продуктивного пласта нефтевытеснением, основанные на других принципах воздействия на пласт: физических, микробиологических и др. При физических методах воздействия увеличение охвата и коэффициента вытеснения достигается в результате изменения структуры пород и реологических свойств пластовых жидкостей. Они осуществляются с применением акустических, виброволновых, вибросейсмических методов, созданием электрических и магнитных полей, тепловых методов, а также гидроразрыва пластов, бурением боковых и горизонтальных скважин и других видов физического
И
воздействия, приводящих к росту охвата слабопроницаемых участков нефтеводонасыщенного коллектора заводнением и конечной нефтеотдачи пластов.
Перспективным направлением выработки слабопроницаемых пластов является применение микробиологических методов, механизм воздействия которых основывается на изменении реологических свойств нефтей, коллекторских свойств пород, очистке их от асфальтосмолопарафиновых отложений, что в конечном итоге обеспечивает увеличение охвата залежи заводнением и нефтеотдачу пластов.
На Ромашкинском месторождении проблема ввода в активную выработку запасов нефти слабопроницаемых коллекторов является одной из основных задач поздней стадии разработки по стабилизации текущей добычи нефти и увеличению конечного коэффициента нефтеизвлечения. На основании проведенных исследований на Аб-драхмановской площади указанного месторождения установлено, что при вводе в разработку запасов слабопроницаемых коллекторов необходимо провести детальное изучение и уточнение геологического строения коллекторов и переоценку запасов нефти не только на основе методов ГИС, но и на основе материалов лабораторного анализа кернов. Результаты этих исследований позволили разработать технологию выработки запасов нефти из слабопроницаемых коллекторов заводнением.
Большие возможности увеличения нефтеотдачи с применением гидродинамических, физико-химических, физических, микробиологических и других прогрессивных методов воздействия на пласты, разрабатываемые с заводнением, отмечаются в трудах М.Л. Сур-гучева, Г.Г. Вахитова, А.Т. Горбунова, Ю.П. Желтова, Ю.В. Желто-ва, Р.Х. Муслимова, А.А. Боксермана, С.А. Жданова, А.Д. Мухар-ского, В.Д. Лысенко, Р.Г. Фазлыева, М.М. Кабирова, Р.С. Хисамо-ва, P.P. Ибатуллина, А.Я. Хавкина, Б.Т.Баишева, Ю.А. Поддубного, А.Х. Шахвердиева, В.Г. Султанова, З.А.Хабибуллина, И.Ф. Глумова и других исследователей.
Результаты анализа этих работ показывают, что методы повышения нефтеотдачи пластов с различными механизмами воздействия на продуктивные пласты являются одним из определяющих средств совершенствования заводнением, которые способствуют извлечению нефти из объектов с трудноизвлекаемыми запасами.
Среди технологий обработки призабойной зоны скважин, в разрезе которых имеются нефтенасыщенные интервалы пласта, не
12
вовлеченные в разработку по различным причинам, особое место занимает использование гидрофобизирующих веществ. В работе приведены результаты исследований по созданию и внедрению реагента многофункционального действия (РМД), обладающего гидрофобизирующими, водоизолирующими и растворяющими ас-фальто-, смоло- и парафиновые отложения свойствами.
Значительное место в работе занимают исследования физико-химических процессов взаимодействия закачиваемых химреагентов между собой, с породами и пластовыми жидкостями, изучению закономерностей изменения фильтрационного сопротивления обводненных зон коллекторов и прироста добычи нефти.
Результаты внедрения технологий ПНП на основе увеличения охвата пластов воздействием подтвердили, что они являются одними из определяющих средств совершенствования заводнением, позволяют обеспечивать добычу нефти из пластов с трудноизвлекаемыми запасами и поддерживать стабильный уровень добычи. Применение третичных методов повышения нефтеотдачи на месторождениях Татарстана в 2001 г позволило дополнительно извлечь более 4 млн т нефти, что составляет почти 16,5 % общей годовой добычи нефти ОАО «Татнефть».
Выводы и рекомендации, полученные в результате теоретических и экспериментальных исследований и обобщения большого фактического материала по внедрению технологий на месторождениях Урало-Поволжья и Западной Сибири могут быть широко использованы специалистами при совершенствовании выработки запасов нефти на поздней стадии разработки и повышении конечной нефтеотдачи пластов.
Авторы выражают признательность и благодарность рецензенту Вилену Евдокимовичу Гавуре за ценные замечания и рекомендации по содержанию книги.
При подготовке рукописи книги к печати значительная работа по подбору, редактированию и компьютерному набору материалов была выполнена Розой Григорьевной Смирновой, за что авторы выражают ей большую благодарность и признательность.
13
ГЛАВА 1. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И ВЛИЯНИЕ ИХ НА РАЗРАБОТКУ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Применяемые современные способы добычи нефти, помимо методов интенсификации ее, позволяют значительно увеличить коэффициент нефтеотдачи. Однако для более полного извлечения нефти из недр, необходимо обеспечить наибольшую полноту охвата всего объема нефтенасыщенного пласта процессами вытеснения нефти. Охват пластов в значительной мере предопределяется неоднородностью пластов и насыщающих его жидкостей, геолого-промысловыми условиями их разработки. В связи с этим вопросы повышения полноты охвата тесно связаны с исследованиями неоднородности пластов.
Проблема более полного исследования физико-геологических особенностей строения нефтяных залежей приобретает все большее значение в последнее время также в связи с расширением диапазона термобарометрических и геологических условий залегания углеводородов и увеличением внедрения методов воздействия на продуктивные пласты для повышения нефтегазоотдачи.
Неоднородность пластов — это непостоянство численных значений параметров пласта (толщины, пористости, проницаемости и др.) или в более широком смысле этого понятия — изменчивость литоло-го-фациальной характеристики пласта по площади и по разрезу. Изучению неоднородности нефтяных пластов и влиянию ее на процесс разработки залежей нефти уделяется большое внимание [1—21].
В общем случае пласты всех нефтяных месторождений неоднородны по геологическому строению. Неоднородность пластов, в которых залегает нефть, обнаруживается сразу же, при минимальном их изучении. Дебиты и продуктивность даже соседних скважин резко различны. И, тем не менее, фактически до 1950-х гг. и в нашей стране, и в США разработка нефтяных месторождений базировалась на концепции однородности пластов. В 1950-е гг. на месторождениях Урало-Поволжья было накоплено достаточно примеров послойного обводнения пластов пластовыми и закачиваемыми водами. Вода проходила по незначительной части толщины пластов (30...40 %), а остальная часть оставалась нефтенасыщенной, т. е. не охваченной заводнением. Были отмечены также неравномерное продвижение воды по площади, образование застойных недрени-
14
руемых участков пластов и др. Все эти неединичные, неслучайные результаты разработки месторождений вызвали необходимость всестороннего изучения неоднородности пластов и ее учета в процессе изменения дебитов скважин, добычи нефти и нефтеотдачи пластов [8]. В работе [9] выделены следующие виды и характер распределения неоднородности пластов по параметрам:
1) закономерное распределение параметров в неоднородном непрерывном пласте;
2) случайное, вероятностное распределение параметров в неоднородном непрерывном пласте;
3) зональная неоднородность по площади или объему пласта, когда в пределах его можно выделить отдельные зоны с резко отличными параметрами от параметров окружающих их областей пласта;
4) слоистая неоднородность или неоднородность по толщине непрерывного пласта. В этом случае в разрезе пласта можно выделить прослои различной проницаемости, пористости, толщины, нефтенасыщенности и др., отделенные друг от друга малопроницаемыми глинистыми перемычками. На нефтяных месторождениях России выделяется пять видов слоистой неоднородности, а следовательно, столько же типов геологического разреза в пределах эксплуатационного объекта [10]:
первый тип — относительно однородные высокопроницаемые (К„р = 0,05 мкм2 и более) продуктивные породы без непроницаемых прослоев;
второй тип — относительно однородные низкопроницаемые (Кпр — 0,05 мкм2 и менее) продуктивные породы без непроницаемых прослоев. Скважины, вскрывшие второй вид коллектора, нуждаются в периодическом воздействии на призабойную зону;
третий тип — продуктивные породы, составленные нефтена-сыщенными пропластками разной проницаемости, разделенные между собой непроницаемыми пропластками. Отношение прони-цаемостей пропластков может достигать 10 и выше;
четвертый тип — продуктивные породы, составленные неф-тенасыщенными слоями разной проницаемости, которые полностью контактируют друг с другом (без непроницаемых перемычек);
пятый тип — продуктивные породы, составленные нефтеносными слоями разной проницаемости, которые между собой разделены непроницаемыми прослоями, т. е. нефтенасыщенные прослои разной проницаемости контактируют между собой местами через литологические окна;
15
5) в общем виде на указанные выше виды неоднородности пластов накладывается неоднородность их по прерывистости, линзо-видности. Отдельные продуктивные прослои-коллекторы в пределах объема пласта выклиниваются, замещаются породами-неколлекторами. Коллектор в пласте может быть развит в виде отдельных линз и полулинз. Прерывистость пласта может быть обусловлена тем или иным дизъюнктивным нарушением (сброс, взброс и т. п.).
Вышеперечисленные виды неоднородности нефтеносных пластов вызывают неравномерность потоков жидкости и помехи для извлечения нефти, снижающие охват пластов заводнением.
Различают неоднородности по ее расположению в пласте: краевую, центральную, площадную. Безусловно, что все упомянутые классификации помогают в той или иной мере систематизировать данные по неоднородности, которые используют для решения различных вопросов разработки. Но в то же время они усложняют представление о неоднородности, внося в него некоторый разнобой. В работе [15] высказывается мнение, что продуктивный пласт характеризуется только одной присущей ему неоднородностью, которую надо изучать, различными методами, в том числе и геолого-геофизическими.
Информация о неоднородности продуктивных нефтяных пластов может быть получена прямыми общепринятыми методами геолого-геофизических исследований и характеризовать продуктивный пласт путем комплекса различных карт, профилей и корреляционных схем. Данные о проницаемости, пористости, карбонат-ности, нефтенасыщенности получают путем анализа отобранного из пласта керна в процессе бурения. Данные об этих параметрах пласта могут быть получены и косвенным путем, т. е. интерпретацией результатов гидродинамических, термогидродинамических и геофизических исследований. В соответствии с изложенным при изучении неоднородности пластов может быть применен как детерминированный, так и вероятностный подход.
В первом случае на основе геолого-геофизического и промыслового изучения неоднородности пластов по параметрам строятся карты распределения параметров пластов по площадям и схемы распределения по разрезу, строятся блок-диаграммы Во втором случае применяются методы математической статистики, с помощью которых по определенному объему информации о параметрах пласта устанавливается тот или иной вероятностный закон их распределения, в наилучшей степени согласующийся с фактическим, реальным распределением параметров. Необходимо отметить, что
16
как первый, так и второй подходы к изучению геологической неоднородности дают положительные результаты. Однако более целесообразно применять их в комплексе [9].
При статистическом изучении геолого-промысловых материалов используются основные показатели — критерии, дающие возможность наиболее объективно (при существующих в настоящее время методах изучения пластов) оценивать неоднородность продуктивных пластов Наиболее важными из них являются: 1) кривые распределения геолого-физических свойств по объему продуктивного пласта, характеризующиеся в свою очередь такими известными в математической статистике количественными показателями, как среднее квадратичное отклонение, коэффициенты вариации, асимметрии, эксцесса; 2) показатели особенностей литологии (коэффициенты песчанистости, расчлененности разреза и литологиче-ской связанности, относительное распределение по объему пласта линз и полулинз различного размера) [12, 13].
При изучении геологической неоднородности пластов вводят понятия о песчанистости, расчлененности, распространении коллекторов по площади, замещении коллектора неколлектором. Эти понятия необходимы для общей качественной характеристики неоднородности пластов, сопоставления их по степени неоднородности. Некоторые из этих характеристик, выраженных через соответствующие коэффициенты, используются для количественной оценки неоднородности пластов по прерывистости, изменения их литолого-фациального строения и в последующих расчетах определения нефтеотдачи.
Эти виды неоднородности пластов количественно выражают через коэффициенты: песчанистости Кп, расчлененности Кр, распространения коллектора по площади залежи Ks, замещения коллектора неколлектором К3 (S), слияния коллекторов Ксл [9].
Коэффициент песчанистости К„ для каждой скважины представляет собой отношение эффективной толщины к общей толщине пласта (от кровли до подошвы), т. е.
*»=-Г^, (1.1)
"/общ
Для горизонта в целом К„ рассчитывается по формуле •
,=1 "юбщ
К --
2-4654 - 17
где /г,Эф — эффективная толщина песчаного пласта в г-й скважине; h, общ — общая толщина горизонта в г-й скважине; п — число скважин, вскрывших полную толщину данного горизонта.
Коэффициент расчлененности Кр — отношение числа песчаных пластов, суммированных по всем скважинам, к общему числу скважин, т. е.
12 . р N N >
где п, — число песчаных слоев в г'-й скважине; N — общее число скважин, вскрывших пласт.
При подсчете коэффициентов песчанистости и расчлененности весь продуктивный разрез делили на две условные группы: коллекторы и неколлекторы.
Коэффициент распространения коллектора по площади Ks представляет собой отношение площади распространения коллекторов к площади пласта в пределах внешнего контура нефтеносности.
Этот коэффициент для одного пласта рассчитывается по формуле
а для горизонта в целом
(1-4)
где 5, — площадь распространения коллекторов г-го зонального интервала; 5„ — площадь пласта в пределах внешнего контура нефтеносности; п — число выделенных пластов.
Для оценки степени извилистости зон развития коллекторов в работе [14] предложен коэффициент сложности — Кс, равный отношению периметра границы коллектор — неколлектор к периметру пласта в пределах внешнего контура нефтеносности. Чем больше значение этого коэффициента, тем сложнее форма и извилистость зон развития коллекторов. Значительная извилистость способствует образованию «тупиковых» и «застойных» зон, к которым приурочены полностью или частично неизвлекаемые запасы нефти, получившие определение как потери нефти. Относительные потери
18
нефти в большей мере зависят от сложности формы залегания коллекторов, чем от степени распространения по площади [15].
Коэффициент замещения или отсутствия пласта-коллектора выражается формулой [9]
K,(S) = \-KS. (1.5)
Коэффициент слияния характеризует отношение площадей зон слияния с выше- или нижележащим пластом к площади распространения коллекторов
KQn,=ScJS,, (1.6)
где 5СЛ — площадь, в пределах которой два соседних интервала не разобщены глинистыми разделами; S, — площадь распространения коллекторов r-го пласта.
Чем больше коэффициент слияния, тем выше степень гидродинамической связанности отдельных прослоев между собой.
Для горизонта в целом Ксп вычисляется по формуле
" (1.7)
'=1 - А
где и — максимальное число пропластков.
Показателем изменчивости коллектора может также служить
энтропия как мера неоднородности геологического тела [ 1 6]
i
(1.8)
т. е. измерение (числовое) разнообразия неоднородного продуктивного пласта по некоторому параметру х (в нашем случае х — коэффициент проницаемости), который принимает я возможных значений с отличными от нуля вероятностями PI, Р2, ..., Р„ ..., Р„, сумма которых
(1.9)
Энтропия не является полным аналогом статистических мер неоднородности, между энтропией и средним квадратичным откло-
2*-4654 19
нением не существует простых соотношений, поэтому она служит количественной оценкой такого аспекта неоднородности, который статистическими показателями не оценивается.
Как видно из табл. 1.1, колебания в значениях энтропии по всем литологическим параметрам пластов в одном нефтяном районе наблюдаются значительные. Это еще раз показывает, что степень неоднородности продуктивных нефтяных пластов почти везде велика и учет ее необходим при любых технологических мероприятиях [16].
Таблица 1.1
Числовые значения энтропии разных литологических параметров по нефтяным месторождениям Прикамья
Месторождение Пласт Энтропия и значение Лх, использованное при ее расчете (размерность Н [х] — бит)
Аэф = \х = 2 м #р = Ах=1 т = Ад; = = 2% * = Дд: = = 0,05 мкм2
Танынское Тл2 1,36 0,8 1,75 —
Б, 6f-a 1,68 1,08 2,20 —
Б, бг~б 1,49 0,86 2,19 —
Ярино-Кяменно-ложское Тл2 2,53 1,31 2,16 2,32
Павловское Тл2, а 1,15 0,47 — —
Тл2,б 1,36 0,81 —
Б, б^б 1,71 1,22 — —
Б,бг 1,56 1,09 — —
Один из основных факторов, влияющих на механизмы извлечения нефти и газа — литологическая особенность насыщенных пород. Причем если ранее этому фактору давали обобщенное понятие и усредненные характеристики (терригенные или карбонатные коллекторы, средние значения пористости, проницаемости и т. д.), то теперь этого недостаточно.
Теория и практика проектирования и осуществления современных методов и способов разработки залежей углеводородов сформировала комплекс требований, методических подходов, приемов и
20
количественных критериев, обусловленных литологией, которые можно объединить в понятие нефтепромысловой литологии.
Именно особенности литологических характеристик зачастую определяют эффективность (или неэффективность) способов и механизмов извлечения нефти и газа из пластов, динамику процессов и микропроцессов в пористых средах продуктивных пластов.
При составлении проектов разработки нефтяных месторождений необходимо учитывать все изменения параметров продуктивного пласта и главным образом толщину, пористость, проницаемость и т. д. При этом нужно знать степень их неоднородности, средние значения параметров, коэффициенты вариации и другие показатели. Степень неоднородности перечисленных параметров устанавливается на основании законов их распределения, определенных методами математической статистики на основании большого числа фактических материалов. В процессе отыскания законов распределения очень важно для каждого из параметров составить ряд распределения и так подобрать в нем интервал изменения следующего параметра, чтобы на выбранном интервале не сказывались ошибки измерений и было обеспечено необходимое и достаточное число случаев для подбора закона распределения, дающего максимальное схождение фактических и теоретических данных [17].
Между строением (неоднородностью) коллекторов и условиями (закономерностями) осадконакопления существует генетическая связь. Случайными в количественных характеристиках этих процессов образования геологических тел (толщины слоев, прерывистость, проницаемость и т. д.) являются не сами значения параметров (по скважинам, зонам, участкам, интервалам), а отклонения их от средних значений, которые детерминированно предопределены геологической историей формирования отложений. Средние величины эффективных толщин, проницаемости, пористости, состава пород и других литологических параметров должны рассматриваться как количественное отражение региональных закономерностей осадконакопления, а отклонения от средних — это результат частных или локальных эффектов, сопутствующих этому процессу [16]. Детальное изучение пород-коллекторов (песчаников и песчанистых алевролитов) в отношении их толщин, проницаемости и пористости показало, что между этими параметрами существует статистическая связь, которая выявляется при большом числе наблюдений (измерений).
Так, при прочих равных условиях, чем больше толщина коллекторов, вскрытая в какой-либо скважине, тем больше проницае-
мость и пористость этих же пород-коллекторов. Наоборот, чем меньше толщина пород—коллекторов, пройденная другой какой-либо скважиной, тем меньше их проницаемость и пористость.
Помимо этого установлено, что пласты пород—коллекторов, характеризующиеся большими толщинами, лучше выдерживаются как по площади распространения, так и по вертикали. Наоборот, чем меньше толщина пластов пород-коллекторов, тем меньше они выдержаны по площади и по вертикали, тем чаще такие пласты образуют отдельные линзы или замещаются практически непроницаемыми породами [22].
Изучение парных зависимостей между показателями неоднородности (коэффициенты расчлененности Кр, песчанистости Кп (отношение эффективной толщины к общей) и воздействия Кв (характеризующий прерывистость пластов) и средней эффективной толщиной пластов Лэф позволили проследить наличие между ними довольно тесной связи (рис. 1.1) [19]. Для терригенных пластов нижнего карбона при средней толщине более 14...20 м показатели макронеоднородности устанавливаются на одном уровне: К„ ~ 0,65, Кр ~ 4,5, Ке = 0,94.
В работе [20] приведены результаты изучения параметра эффективной толщины по продуктивным пластам: пласт Д] Абдрах-
Кп 0,6 0,5 0,4
i i i i i
10 20 30 Лн.
0,6 0,5 0,4
10 20 б
10 20 30 Ь»,м
Рис. 1.1. Зависимости параметров макронеоднородности от нефтена-сыщенной толщины пластов яснополянского надгоризонта:
а, б, в — соответственно зависимости коэффициентов песчанистости К„, расчлененности Kf и воздействия К, от нефтенасыщенной толщины А„
22
мановской и Павловской площадей Ромашкинского месторождения; пласт Д1 Туймазинского месторождения; пласт Б2 Покровского месторождения и сталиногорский горизонт Жирновского месторождения, сталиногорский горизонт Коробковского месторождения. Эффективные толщины по перечисленным продуктивным пластам определяли по данным геофизических исследований. Распределение этих толщин подчиняется одному и тому же закону Максвелла, но с различной степенью неоднородности эффективных толщин. Плотность распределения /(7zj выражается формулой
(1-10)
где а ч hi — соответственно величины, определяющие закон распределения исследуемого параметра.
Безразмерные кривые распределения, построенные по формуле
(1.11)
приведены на рис. 1.2 [20]. Из рис. 1.2 видно, что самым однородным по эффективной толщине является пласт Д, Абдрахмановской площади, а наиболее неоднородным — сталиногорский горизонт на месторождении Жирновское. Кроме того, выявилась как бы общая закономерность, согласно которой меньшей степенью неоднородности эффективной толщины характеризуются пласты девонского возраста по сравнению с пластами каменноугольного периода.
В работе [21 ] отмечается, что чем больше запасов заключено в пропластках малой толщины, тем сложнее достигнуть высоких показателей разработки пласта нефтяной залежи и тем более низкая нефтеотдача будет получена в результате его разработки. В связи с этим функция распределения объема пласта по пропласткам различной толщины является такой же необходимой его характеристикой (как его пористость, проницаемость, толщины продуктивного пласта, физические свойства пластовых жидкостей) и их необходимо обязательно определять уже на стадии проектирования разработки нефтяных месторождений.
Чем больше доля запасов нефти заключена в пропластках малой толщины, тем выше, по-видимому, степень прерывистости продуктивного пласта, так как вероятность выклинивания пласта
23
02 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 2,0 22. Z4 26 2,8 3,0
Рис. 1.2. Кривые распределения эффективных толщин (плотности распределения):
I— Абдрахмановская площадь (пласт Д]), II— Павловская площадь (пласт Д,); /// — Покровское месторождение (пласт Б2); IV — Соколовогорское месторождение (пласт Д3), V — Туймазинское месторождение (пласт Д,), VI — Жирновское месторождение (пласт Б\), VII — Жирновское месторождение (сталиногорский горизонт), VIII— Коробковское месторождение (сталиногорский горизонт)
или замещения его непроницаемой породой выше по пропласткам малой толщины. Обычно наблюдается статистическая связь между толщиной пропластка и площадью его распространения в пласте. Поэтому подобные пласты ведут себя при разработке как объекты с низкой гидропроводностью, не соответствующей проницаемости коллектора, определяемой по керну. По этим пластам наблюдаются невысокие темпы отбора нефти, слабое воздействие процесса заводнения нефтяного пласта, низкий коэффициент охвата пласта заводнением и сравнительно невысокая нефтеотдача.
Одним из основных параметров, определяющих дебиты и характер обводнения нефтяных пластов, является проницаемость. Проницаемость — способность пластов фильтровать через себя
24
жидкости и газы -— важнейшее их свойство, от которого зависит эффективность извлечения нефти. В терригенных пластах проницаемость является следствием распределения пор по размеру, которая зависит от степени компановки, уплотнения, фракционного состава и цементирующего осадочного материала. В карбонатных пластах дополнительное влияние на проницаемость оказывают вторичное растворение осадочного материала, его перемещение, перекристаллизация и доломитизация. Эти факторы в процессе образования нефтяных коллекторов изменялись во времени и в пространстве, вследствие чего проницаемость пластов изменялась по вертикали и площади. Масштаб изменчивости проницаемости пластов различный — от 0,1...0,5 до 5...500 м и более. Проницаемость образцов керна, удаленных в пласте друг от друга по вертикали всего на 20...30 см может изменяться в 5... 10 раз и более [17].
Проницаемость, как известно, определяется несколькими методами. Основными из которых являются:
— лабораторные исследования на образцах керна;
— изучение разреза методами нефтепромысловой геофизики;
— данными промыслового исследования скважин.
Имеются многочисленные разновидности названных методов. Однако полученные различными методами данные о проницаемости даже для одного и того же интервала пласта нередко существенно отличаются, так как полную сходимость результатов определения проницаемости различными методами можно ожидать лишь при изотропном пласте (однородном по площади и разрезу). Реальные пласты макро- и микронеоднородны. Поэтому возможность получения различных результатов уже заложена в самих методах, так как проницаемость определяется для несоизмеримо разных объемов неоднородного пласта. Последнее обстоятельство ставит под сомнение целесообразность, а иногда и совершенно исключает возможность непосредственного сопоставления между собой данных о проницаемости пласта, полученных различными методами.
В 1950-х гг. для количественного выражения неоднородности пластов по проницаемости стали использовать статистические законы распределения. На их основе были созданы различные приближенные методики прогноза показателей разработки нефтяных пластов при заводнении. Всем этим методикам присуще одно и то же главное допущение — каждому значению проницаемости соответствует якобы независимый однородный слой пласта, не связанный по вертикали с другими и простирающийся по всей площади
25
пласта или части его. Это допущение о строго послойной фильтрации в значительной степени условно, так как безосновательно исключает возможность вторжения жидкости из слоя с одной проницаемостью в слой с другой и в горизонтальной плоскости, и по вертикали. Такое ограничение свободы движения жидкости в неоднородном по проницаемости пласте приводит к искажению расчетных значений средней проницаемости, продуктивности, отбора жидкости, конечной нефтеотдачи и др.
Перемещение жидкости из слоя в слой в какой-то мере ухудшается так назьгваемой анизотропией пластов, выражающейся в том, что даже в чистых песчаниках средняя проницаемость по вертикали может быть в 2... 10 раз ниже, чем в горизонтальном направлении. Это связано с уплотнением пород и наличием нефиксируемых тончайших глинистых прослоев. Но анизотропия не может полностью воспрепятствовать межслойному перетоку и избирательному движению жидкости. Тем не менее, жидкость вынуждена двигаться через слои с различной проницаемостью в горизонтальной плоскости. Поэтому среднее значение проницаемости вдоль любой линии тока жидкости, колеблющейся по горизонтали и вертикали, является среднегармоническим составляющих разностей, разлагающихся по линии тока. Свобода движения жидкости в неоднородных пластах ограничена какими-то пределами, зависящими не только от степени неоднородности, но и от характера неодно-родностей пластов, условий эксплуатации скважин и др. [17].
Для построения расчетных моделей в каждом конкретном случае на основе анализа специфики строения, строго говоря, требуется определить, какой вид осреднения проницаемости слоев и разностей реализуется в большей мере — среднеарифметический, сред-негармонический или среднегеометрический.
В практике расчетов процесса обводнения неоднородных по проницаемости пластов используют различные функции (законы) распределения проницаемости: нормальный, логарифмически нормальный, Максвелла, видоизмененные распределения Максвелла (I тип — Б.Т. Баишева; П тип — М. М. Саттарова), гамма-распределение, обобщенная функция распределения и др. Наибольшее распространение при расчетах процесса обводнения получили функции распределения М. М. Саттарова и логарифмически-нормальный закон. Наиболее удобен с точки зрения выполнения расчетов обводнения логарифмически нормальный закон распределения проницаемости, для которого З.К. Рябининой составлены вспомогательные таблицы [11].
26
Плотность и функция нормального распределения выражаются
формулами [26]
/Hi.'
:—==?t
л/2п
* 1.
(1.13)
Основная площадь, ограниченная кривой нормального распределения (интеграл вероятностей), заключена между перпендикулярами, восстановленными из точек абсцисс
xf = ±30,
где о — среднее неквадратичное стандартное отклонение (рис. 1.3) [22].
Как осредненные характеристики проницаемости по всей эффективной толщине, так и проницаемость отдельных прослоев разреза скважины получают с помощью геофизических исследований и интерпретации полученных данных. Такой относительно осред-ненный характер распределения проницаемости достаточно хорошо
f(x)
I
|
4 24
б
Рис. 1.3. Плотность (а) и функция (б) нормального распределения
описывается теоретическим гамма-распределением. Указанная функция соответствует обоим видам эмпирических распределений, построенных по данным определений геофизических исследований и керна. Гамма-распределение и логарифмически нормальное распределение описывают наиболее широкий класс эмпирических распределений проницаемости, и их широко используют в практике проектирования и анализа разработки нефтяных месторождений.
Средняя проницаемость пласта (эксплуатационного объекта) может быть вычислена различными способами даже при получении исходных данных одним и тем же методом. Можно, например, найти среднюю величину проницаемости арифметическим взвешиванием по числу определений: вычислить как среднюю из средних по скважинам, средневзвешенная по площади и объему величина проницаемости может быть найдена планиметрированием соответствующих карт и т. д.
В работе [23] рассматриваются варианты распределения средней величины проницаемости на примере Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения.
Вариант I. Арифметическое взвешивание по числу скважин. Средняя величина проницаемости К'ср определяется по формуле
, _KlNl+K,N,+... + K,N, ZK.N, „.,,
IN, '
где NI, Л/2, ..., NI — число скважин, средняя проницаемость продуктивного горизонта в которых соответственно KI, K2,..., Kf. Среднее значение проницаемости по каждой скважине определялось взвешиванием по толщине пластов.
Вариант II. Арифметическое взвешивание по числу интервалов (определений). Средняя величина К"р находится по формуле
Ей,
где иь п2,..., HI — число интервалов в разрезах скважин, имеющих проницаемость (среднее значение элементарного интервала) соответственно KI, K2,..., Kj. Когда детализировать разрез по данным геофизики не представляется возможным, «интервал» может соответствовать прослою или пласту.
28
Вариант ГО. Арифметическое взвешивание по толщине. Сред-
няя величина К"р определяется по формуле
ср

где hi, А2,..., А,- — число погонных метров разреза продуктивного горизонта, имеющих проницаемость (среднее значение элементарного интервала) соответственно К\, К2,..., К,.
В отличие от варианта II, в котором толщина интервалов при расчете средней величины проницаемости не принимается во внимание (предполагается постоянной), в варианте III толщина интервалов учитывается.
Полигоны распределения проницаемости для каждого из вариантов показаны на рис. 1.4 [23]. В соответствии с этими вариантами при построении полигонов распределения по оси ординат откладывались в виде частостей, либо число скважин (вариант /, кривая 7), либо число интервалов (вариант //, кривая 2), либо количество погонных метров разреза (вариант ///, кривая 3).
В варианте I, как отмечалось выше, в качестве исходных данных использовались средневзвешенные по толщине значения проницаемости по скважинам. Следовательно, по каждой скважине имелось только одно значение проницаемости. Это, во-первых, приводит к уменьшению количества данных для составления ряда распределения и, во-вторых, сужает диапазон колебания проницаемости. Полигон распределения, как видно на рис. 1.4 (кривая 7), имеет слабоассиметричную форму; коэффициент вариации — минимальный (50 %).
В вариантах II и III учитывался весь диапазон изменения проницаемости, но, разумеется, в пределах лишь той детализации разреза, которая возможна при использовании данного метода. Полигоны распределения (кривые 2, 3) имеют резко выраженную асимметричную форму. Моды распределения смещены в сторону низких значений проницаемости. Коэффициенты вариации составляют: для варианта II — 91 %, для варианта III — 69 %; средние значения проницаемости — соответственно 0,243 и 0,382 мкм2.
Значительное расхождение в средних значениях проницаемости по вариантам II и III обусловлено тем, что в условиях Абдрах-мановской площади пласты большой толщины имеют обычно и повышенную проницаемость. Такая тенденция, подтверждаемая
29
40 36 32 28
^i
н

в4 24
А
Н
о
О 20
и а
У1 16


12



8
0,5
1,0
1,5 А*, мкм
Рис. 1.4. Полигоны распределения проницаемости:
1, 2,3 — соответственно для вариантов I, II и III
результатами эксплуатации и исследования скважин, отмечается по Бавлинскому, Туймазинскому и другими месторождениям. С точки зрения условий осадкообразования отмеченное обстоятельство может быть объяснено тем, что при накоплении песчаных отложений исключено (во всяком случае, затруднено) поступление в осадок глинистого материала, присутствие которого, как известно, резко снижает коллекторские свойства породы. Наоборот, нестабильные условия седиментации приводят к чередованию в разрезе песчаных и глинистых отложений, причем пески (алевриты) нередко в той или иной степени загрязняются примесями более тонкого обломочного материала. Учитывая вышеизложенное, среднее значение про-
30
ницаемости по варианту III ( К'"р) является, по-видимому, наиболее
достоверной. По отношению к ней ошибка в определении средней проницаемости по варианту I составляет 15 %, по варианту П — 36 % в сторону занижения
Таким образом, даже при использовании данных о проницаемости, полученных одним и тем же методом, способ (вариант) составления рядов распределения существенно влияет на получаемую величину средней проницаемости и характер распределения Это влияние может оказаться большим, чем влияние различия в степени неоднородности пластов по проницаемости Наиболее правильным способом обработки (систематизации) данных следует считать вариант III, т. е. распределение проницаемости по толщине вскрытых интервалов разреза.
Средняя эффективная проницаемость того или иного участка пласта существенно зависит от направления движения жидкости, а среднее значение пористости или начальной нефтенасыщенности совершенно не зависит от этого направления. Отмечается, что между пористостью, начальной нефтенасыщенностью и проницаемостью, как правило, существует если не функциональная, то статистическая зависимость. Чем больше значение проницаемости прослоя или участка (в одних и тех же отложениях), тем выше пористость, начальная нефтенасыщенность, коэффициент вытеснения и, наоборот, чем меньше проницаемость, тем ниже значения этих параметров [17].
Теоретически абсолютно проницаемых горных пород не существует. Однако широко известно, что при разработке нефтяных месторождений вследствие макро- и микронеоднородности продуктивных пластов не все прослои «работают» одинаково. Фильтрация жидкости по некоторым из прослоев ввиду их низкой проницаемости, при существующих в пласте в процессе разработки перепадах давления, сильно затруднена или практически полностью исключена. Извлечение нефти из таких прослоев практически невозможно, во всяком случае, нерентабельно при современных методах их разработки. Поэтому возникает необходимость в установлении нижнего (минимального) предела проницаемости промышленных коллекторов, т е. коллекторов способных отдавать находящуюся в них нефть.
Установление минимального предела проницаемости коллекторов требуется не только для определения среднего значения проницаемости по пласту, но и для построения кривых распределения проницаемости, которые используются в гидродинамических расчетах для прогнозирования обводненности и нефтеотдачи пластов.
31
Действительно, фильтрация жидкости в ощутимых масштабах происходит не во всем объеме продуктивного горизонта, а лишь в его эффективной части. Именно эффективную часть продуктивного горизонта, т. е. ту часть объема, по которому возможна фильтрация жидкости в заметных количествах, и должны характеризовать кривые распределения проницаемости. Очевидно, что какая-то часть образцов (прослоев), имеющих значения проницаемости ниже некоторого предела не должна включаться в распределение.
Нижний предел проницаемости зависит от многих причин: от особенностей самих пород — их гранулометрического и минералогического состава, структуры перового пространства, степени глинистости и т. д.; от физико-химических свойств насыщающей и вытесняющей жидкости; от технологии нефтедобычи (перепадов давления, методов интенсификации разработки и т. д.).
Нижний предел проницаемости является одним из критериев оценки промышленной ценности месторождения, определения объема нефтенасыщенных коллекторов, разработка которых целесообразна. Таким образом, нижний предел проницаемости — категория технико-экономическая и определяется минимальным экономически целесообразным дебитом скважин при условии применения новейших достижений в области рациональной разработки нефтяных месторождений.
В связи с этим следует различать физически возможный нижний предел проницаемости, обусловленный природными факторами (соотношением физических свойств коллектора и флюидов), при условии применения наиболее интенсивной системы воздействия и соответствующего оборудования в процессе разработки месторождения. Это значение нижнего предела проницаемости следует принимать при подсчете геологических запасов нефти. С другой стороны, нужно различать нижний предел проницаемости, обусловленный существующей или внедряемой запроектированной рациональной схемой разработки нефтяного месторождения и использования различных методов ПНП, в том числе и физико-химических, направленных на снижение проницаемостной неоднородности пластов, следовательно, на увеличение охвата пластов воздействием.
Оценке значения нижнего предела проницаемости Ктп посвящен ряд работ [11, 24— 28]. Однако в этих работах нижний предел проницаемости оценен довольно условно и по существу, не дает четкого определения понятия «нижний предел проницаемости». Например, в [11] за нижний предел проницаемости Kmm принимает-
32
начало отсчета ранжированного ряда, за который предлагается принимать 0, 5, 10, 15, 20, 25 и 30 % от среднего значения всех оставшихся после отбрасывания значений проницаемости. Такое определение Ктп не отвечает его существу, В работе [28] дается более четкое определение нижнего предела проницаемости и указывается на необходимость учета технико-экономических условий разработки месторождения при оценке Ктт. При этом в качестве критерия для его определения принимается экономически рентабельный удельный коэффициент продуктивности. В связи с этим дается метод определения К^п по статистической зависимости проницаемости по керну от удельного коэффициента продуктивности, построенной в полулогарифмическом масштабе.
В то же время следует отметить, что при оценке Ктп в работе [11] не учитывается, а в [28] недостаточно корректно учитывается зависимость нижнего предела проницаемости от рабочего перепада (градиента давления). Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что при увеличении перепада давления в слоисто-неоднородном по проницаемости пласте в работу подключаются прослои с меньшей проницаемостью, увеличивается охват вытеснением нефти водой по толщине, а следовательно, и уменьшается нижний предел проницаемости.
В условиях девонских коллекторов Татарстана и Туймазинско-го месторождения из пород (алевролитов и глинистых алевролитов) проницаемостью ниже 0,1 мкм2, как показывает практика, в большинстве случаев или вообще не удается получить притоков нефти, или дебиты оказываются незначительными. В работе [24] отмечается, что для месторождений Татарстана притоки нефти обеспечивают лишь коллекторы, физическая проницаемость которых достигает 0,1 мкм2 и более. Поэтому во многих исследованиях ВНИИ, ТатНИПИнефти, БашНИПИнефти такие прослои при подсчете запасов нефти исключались из эффективной толщины или выделялись в особую группу, причем запасы нефти в них рассматривались как резервные с коэффициентом нефтеотдачи порядка 0,2.
На Ромашкинском месторождении такие алевролитовые объекты являются обособленными эксплуатационными зонами, к которым применяется иная технология вскрытия, освоения, интенсификации работы пластов и повышения нефтеотдачи.
В работе [29] отмечено, что между вязкостью пластовой нефти и проницаемостью продуктивных пластов отмечается достаточно четкая корреляционная связь, при этом чем больше проницаемость
3-4654 33
продуктивных пластов, тем больше вязкость содержащейся в них нефти. Эта закономерность вполне объяснима с геологических позиций, так как в более проницаемых, малоглинистых коллекторах происходят более интенсивные процессы окисления нефти и в то же время адсорбционные и каталитические свойства пород проявляются менее интенсивно, чем в малопроницаемых, глинистых коллекторах. Таким образом, из вышеизложенного следует, что чем ниже проницаемость коллекторов, тем меньше вязкость содержащихся в них нефтей и наоборот.
Наиболее полные данные о характере (законе) распределения параметров пласта, в частности проницаемости его, можно получить только при плотной сетке размещения скважин, т. е., по сути дела, когда нефтяное месторождение уже полностью разбурено [9].
На процесс выработки запасов нефти заводнением влияние оказывают не только макронеоднородность объекта разработки, характеризующаяся чередованием пород коллекторов с практически непроницаемыми породами, но и микронеоднородность, характеризующаяся структурными, текстурными и другими особенностями строения объекта разработки.
Микронеоднородность пористой среды, определяемая изменчивостью размеров пор и смачиваемостью, оказывает существенное влияние на коллекторские свойства, полноту вытеснения нефти водой и распределение остаточной нефтенасыщенности.
Одним из литологических факторов разделения породы на продуктивные и непродуктивные пласты, определяющим макро- и микропроцессы, в нефтяном деле считается пористость. Пористость продуктивных отложений — один из важнейших физических параметров коллекторов. Она наряду с другими параметрами определяет промышленную ценность продуктивного пласта [30].
Пористость реальных нефтяных пластов терригенного типа зависит от фракционного состава частиц, плотности их расположения и типа цемента. Чем разнообразнее фракционный состав зерен породы, тем больше могут изменяться «живое» сечение и свойства поверхности поровых каналов, что и обусловливает микронеоднородность порового пространства. В породах выделяют капиллярные и субкапиллярные поры. К первым относятся поры с размером больше 0,001 мм (> 1 мкм), а ко вторым — поры с диаметром меньше 0,001 мм (< 1 мкм). Жидкость движется только по капиллярным порам, так как в субкапиллярных порах она остается в неподвижном состоянии вследствие взаимодействия молекулярных
34
в твердой и жидкой фазах. Движение жидкости может не быть в капиллярных порах, если они со всех сторон блокированы суб-пиллярньши ПОрами и нет непрерывного канала из капиллярных П0р что часто наблюдается в карбонатных породах.
Размеры пор в терригенных коллекторах изменяются в очень широком диапазоне — от 0,1 мкм в аргиллитах и алевролитах до 500... 1000 мкм в слабосцементированных кварцевых песчаниках. В пластах со средней проницаемостью (0,4...0,5 мкм2) средний размер пор составляет 10...20 мкм, а максимальный достигает 100...150 мкм. В слабопроницаемых коллекторах (0,01...0,02 мкм2) средний размер пор не превышает 1...2 мкм, а максимальный размер составляет 20...25 мкм. В карбонатных коллекторах размер пор может изменяться еще в более широком диапазоне — при том же самом минимальном размере пор (0,1 мкм) максимальный размер пор (пор выщелачивания) может достигать размера каверн — 0,5...1,5 см или (0,5... 1,5)104 мкм. Известняк при больших среднем радиусе пор г и пористости т, чем у песчаника, обладает меньшей проницаемостью вследствие блокирования части крупных пор (рис. 1.5) [10, 17, 30, 31]. В мелкопористых карбонатных коллекторах обычно развита трещиноватость, возникающая вследствие движения земной коры. Трещины имеют различную протяженность — от 0,01...0,15 м до 10...20 м, раскрытость — от нескольких микрометров до сантиметра, направленность — от бессистемных горизонтальных, наклонных до четко прослеживаемых по площади залежи вертикальных трещин и густоту — от 1 до 10 трещин и более на 1 м. Мелкие трещины имеют наибольшую густоту, которая приурочена к местам перегиба пластов, сводам структур и пр.
Рис. 1.5. Плотность распределения f (г) пор песчаника (1) и известняка (2) в зависимости от радиуса пор г:
1 песчаник: проницаемость — 0,Н мкм2; пористость — 16,6 %; средний радиус пор — 15,4 мкм;
2 известняк: проницаемость — 0,084 мкм2; пористость — 20,3 %; средний радиус пор — 16,8 мкм,
3*-4654
0,04
Изучение связи между пористостью и проницаемостью кернов (около 1,5 тыс. образцов) горизонта Д] месторождений Республики Татарстан показало, что в интервале изменения пористости от 0 до 1 1 % средняя проницаемость меняется весьма незначительно и практически равна нулю для пластовых жидкостей. Начиная со значения пористости 1 1 %, темп роста проницаемости резко увеличивается. Поэтому нижней границей разделения коллектор — неколлектор здесь была принята пористость равная 1 1 %. Понятно, что эти кондиционные пределы пород-коллекторов относятся лишь ктерригенным отложениям [32].
Очень важная характеристика коллекторов - — удельная поверхность пористой среды — отношение площади поверхности пор к объему или массе пористой среды. Для высокопористых, высокопроницаемых коллекторов удельная поверхность не превышает 500... 1000 см2/см3 породы, а для алевролитов, полимиктовых песчаников и слабопроницаемых карбонатных пород достигает 1 0000. . . 30000 см2/см3 (0, 5... 1,5 м2/г). Удельная поверхность пористой среды связана с пористостью и проницаемостью следующим соотношением [17]
(1.17)
где Sy — удельная поверхность; т — коэффициент пористости; К — коэффициент проницаемости; G — эмпирический коэффициент, равный (7. . . 10)- 103 для разных коллекторов.
Эта характеристика имеет большое значение для применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов, так как любые химические растворы, находясь длительное время в пластах, взаимодействуют с их поверхностью, вызывая процессы адсорбции химических реагентов, деструкции молекул, ионного обмена между растворами и поверхностью, растворения солей и др.
Одна из самых важных и принципиальных характеристик микроструктуры пористых сред нефтяных пластов — смачиваемость их поверхности. От того, какой смачиваемостью характеризуется пористая среда, зависят специфика вытеснения нефти водой, состояние и распределение остаточной нефтенасыщенности в пласте и доминирующая цель воздействия на пласт, направленного на снижение остаточных запасов нефти.
Все нефтегазоносные пласты образовались в водной среде (отложение и цементация осадков) и до формирования в них залежей
36
л [ли водоносными и, следовательно, гидрофильными, т е. смачи-емыми водой. Формирование нефтегазовых залежей в водонос-ных пластах в соответствии с действием гравитационных сил могло происходить только при нейтрализации капиллярных сил. Под действием активных компонентов в нефти (асфальтенов) происходили оттеснение воды с поверхности пор нефтью и частичная гидрофо-бизация этой поверхности. Поэтому считают, что нефтегазоносные пласты обладают смешанной (частично гидрофильной и частично гидрофобной) или промежуточной смачиваемостью.
Реальная смачиваемость нефтегазоносных пластов не поддается прямому измерению, так как невозможно измерить контактный угол между водой и нефтью в широком диапазоне изменения минералогического состава пород, шероховатости, глинистости, поверхности пор и пр. Существуют лишь косвенные методы определения смачиваемости по пластинкам, моделирующим поверхность пор, или пропиткой кернов водой или нефтью и центрифугированием. Но можно совершенно однозначно считать практически все известные нефтеносные пласты предпочтительно гидрофильными, т. е. предпочтительно смачиваемыми водой. Указанием на это служит их достаточно высокая электропроводность, что используется при электрокаротаже.
Пористая среда, насыщенная на 80...95 % нефтью и только на 5...20 % водой, может быть токопроводящей при сплошном слое воды на поверхности пор. Еще одним свидетельством предпочтительной смачиваемости большинства известных нефтеносных пластов водой служат керны, они всегда прочно покрыты глинистой коркой (при бурении на водных глинистых растворах). К образцам пород из гидрофобных пластов глинистый раствор не пристает, глинистая корка сама отпадает. Гидрофобные пласты, полностью или предпочтительно смачиваемые нефтью, в практике разработки нефтяных месторождений встречаются очень редко. К таким пластам относятся битуминозно-глинистые отложения баженовской свиты на Салымском месторождении в Западной Сибири, отдельные углистые пропластки в гидрофильных песчаных пластах (пласт Б2 Зольненского месторождения) и др. Карбонатные коллекторы гид-рофобизованы в большей степени, чем песчаные. Микронеоднородность пористой среды (изменчивость размеров пор и смачиваемость) — основной фактор, определяющий полноту вытеснения нефти водой и другими рабочими агентами.
В работе [19] даны сравнительные литолого-физические харак-еристики терригенных и карбонатных коллекторов. В настоящее
37
время вопросы вскрытия и опробования терригенных и карбонатных продуктивных пластов, проектирования их разработки часто решаются без учета их литолого-петрографических особенностей, хотя между коллекторами этих типов имеются существенные различия, обусловленные особенностями осадконакоп-ления, последующими эпигенетическими и диагенетическими особенностями.
Терригенные породы образуются в результате разрушения и переотложения коренных пород. Они могут значительно отличаться по составу, размерности и отсортированности обломочного материала, его цементации и степени вторичных изменений. Образование карбонатных пород происходит в результате проявления более разнородных процессов: хемогенных, биохимических, денудационных, эпигенетических, метасоматических и др. Под влиянием вторичных процессов первичная структура перового пространства может претерпеть значительные изменения. Существенную роль в проявлении вторичных процессов играет трещиноватость, особенно в формировании региональных палеокарстовых зон.
Принимая во внимание отмеченные особенности терригенных и карбонатных пород, большую степень неоднородности последних следует считать более вероятной. Так, если терригенный продуктивный разрез в первом приближении можно представить как переслаивание песчаников, алевролитов и глин, то в карбонатном разрезе можно ожидать значительно большее число разновидностей пород: биоморфные (водорослевые, фораминиферовые, криноидные, мшанковые и т. д.), детритовые, шламовые, хемогенные, сгустко-вые, оолитовые и др. Если учесть еще разнообразные вторичные процессы в карбонатных коллекторах, то становится понятной большая степень изменчивости их коллекторских свойств.
Неоднородность разреза находит отражение в характере кривых распределения пористости и проницаемости — в их многовер-шинности. В терригенных коллекторах распределение пористости чаще имеет один, реже два максимума. Например, для бобриков-ских коллекторов Аспинского месторождения, представленных алевролитами и песчаниками (первые преобладают), кривые распределения пористости, построенные по данным 138 определений по керну, двухвершинные. Первый максимум (6...8 %) соответствует алевролитам, второй (16... 18 %) — песчаникам. В карбонатных коллекторах кривые распределения пористости и проницаемости, как правило, многовершинные. Существуют и более принци-
38
пиальные различия между этими типами коллекторов, связанные с особенностями структуры их перового пространства [32].
Изучение пород в шлифах показало, что связь проницаемости со средним размером пор (пустотными расширениями) у карбонатных пород практически отсутствует, в то время как для терриген-ных имеет место тесная корреляционная связь этих параметров (коэффициент корреляции 0,83).
Важная характеристика структуры перового пространства, определяющая капиллярные силы, действующие на изолированную глобулу нефти, — отношение среднего размера пор к среднему размеру поровых каналов. Это отношение для изученных в шлифах карбонатных пород с проницаемостью 0,008...2,550 мкм2 изменяется от 3,1 до 7,1, а для терригенных пород с проницаемостью 0,050.. .4,57 мкм2 — от 2 до 4 [16, 19, 30].
Микроохват пустотного пространства коллектора процессом нефтевытеснения в значительной степени зависит от характера распределения поровых каналов по размеру. По данным капилляри-мертии установлено, что карбонатные коллекторы обладают большей неоднородностью структуры перового пространства, чем тер-ригенные. Мерой неоднородности служит параметр Хазена, равный отношению размеров поровых каналов, соответствующих 75 и 25 % дренирования статистически полезного порового объема. Для карбонатных пород с проницаемостью 0,008...2,550 мкм2 он изменяется в диапазоне 1,6... 11,7, а для терригенных пород с проницаемостью 0,016...4,0 мкм2 — от 1,4 до 4,6. Причем если у карбонатных коллекторов этот параметр тесно связан с проницаемостью, уменьшаясь с ее увеличением, то у терригенных эта связь практически отсутствует [30].
Известно, что интенсивность поверхностных явлений при неф-тевытеснении в большей мере определяется поверхностью и смачиваемостью коллектора. Исследования показывают, что в карбонатных и терригенных породах с проницаемостью более 0,1 мкм2 удельные поверхности фильтрации близки. Однако при проницаемости менее 0,1 мкм2 удельная поверхность фильтрации карбонатных коллекторов на 20...30 % меньше, чем терригенных. Полная же удельная поверхность у изученных образцов карбонатных пород в 5... 8 раз меньше, чем терригенных. Изучение смачиваемости коллекторов методами капиллярного впитывания и ядерно-магнитного резонанса (ЯМР) показало, что карбонатные породы как водо-, так и нефтенасыщенной части разреза более гидрофобны, чем терри-
39
генные. Так, показатель гидрофильности по методу капиллярного впитывания для изученных образцов карбонатных пород в среднем равен 0,116, а для терригенных — 0,354. Существенные отличия в степени неоднородности структуры порового пространства и смачиваемости поверхности карбонатных и терригенных коллекторов определяют и различие коэффициентов вытеснения нефти водой из этих коллекторов при близких значениях проницаемости пород и вязкости нефти. При близких значениях проницаемости и вязкости коэффициенты вытеснения для терригенных коллекторов значительно выше, чем для карбонатных (на 4...7 %) (рис. 1.6) [19].
В отличие от терригенных карбонатные коллекторы характеризуются большей расчлененностью разреза плотными породами. Относительная расчлененность Кро их разреза (на 1 м общей толщины) также существенно выше, а отношение эффективной толщины к общей гораздо ниже.
Рвыт., ДОЛИ
0,6
0,8" 0,6 0,8: 0,6
ед.
16 Ю 15
ц> 10 мПа • с
. = 5...10мПа -с
ц < 5 мПа • с
0,01
0,10
1,0
2,0
К, мкм2
Рис. 1.6. Зависимость коэффициента вытеснения от проницаемости:
1 — известняки; 2 — песчаники (цифры у точек соответствуют числу исследованных образцов)
40
На месторождениях Татарстана, как и в других старых нефте-обывающих районах России, в промышленную разработку уско-енными темпами вводят небольшие месторождения, на которых новными эксплуатационными объектами являются карбонатные продуктивные толщи нижнего и среднего карбона. Карбонатные пласты характеризуются высокой послойной неоднородностью и низкой по сравнению с терригенными пластами проницаемостью, что осложняет не только применение методов поддержания пластового давления, но и выработку запасов на естественном режиме.
Особенности послойной неоднородности карбонатных разрезов рассмотрены в работе [33] на примере отложений турнейского, башкирского ярусов и верейского горизонта месторождений Южно-Татарского свода, где слои представлены различными структурно-генетическими типами пород, от соотношения которых зависят емкостно-фильтрационные свойства интервалов разреза. По данным анализа керна толщина отдельных проницаемых слоев изменяется от 0,1...0,2 до 3,0...4,0 м.
Для количественной оценки послойной неоднородности обычно применяют коэффициент вариации проницаемости Ус, равный отношению среднего квадратичного отклонения параметра а к его математическому ожиданию М. Сопоставление показателей послойной неоднородности по эксплуатационным объектам, месторождениям и их группам позволило установить некоторые особенности распределения Fc. Как показали расчеты наибольшая послойная неоднородность присуща продуктивным частям разрезов верх-нетурнейского подъяруса и башкирского яруса, которые характеризуются наибольшей суммарной толщиной проницаемых слоев. Значения Fc по отдельным месторождениям могут достигать 1,53... 1,55. Для пластов верейского и упинско-малевского горизонтов, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина которых в 1,6... 3,0 раза меньше и составляет обычно по скважинам 3,0...6,2 м, максимальные Fc не превышают 1,12... 1,27. Рассмотрены особенности распределения по площади Fc верхнетурнейской части разреза. В Целом с востока на запад в пределах Южно-Татарского свода отмечается закономерный рост Fc от 1,14 (юго-восточный склон) до 1,30 (.западный склон). Максимальное среднее значение Vc = 1,47 отме-ается для Соколкинско-Сарапалинского месторождения, залежи нефти нижнего карбона которого приурочены к локальным конси-Дементационным структурам.
41
В качестве других показателей послойной неоднородности нередко применяют также коэффициенты вариации проницаемости образцов пород-коллекторов в скважинах V0 и по всему объему пласта FOM. Коэффициент Va отражает микронеоднородность или неоднородность на уровне слоев, поэтому может быть использован как соответствующий показатель для сопоставления разрезов скважин. Параметр Volt отражает степень объемной микронеоднородности пласта и, как правило, почти в 2 раза превышает Vc. Сравнительный анализ значений Ус для укрупненных и разукрупненных объектов по скважинам нескольких месторождений в карбонатных толщах нижнего и среднего карбона Южно-Татарского свода показал, что коэффициент Fc при разукрупнении эксплуатационных объектов в карбонатных отложениях уменьшается в 1,4... 1,8 раза. Наибольший эффект от этого мероприятия может быть достигнут для турнейских залежей месторождений западного склона, вероятно, вследствие резкого различия фильтрационной характеристики кизеловских-черепетских и упинско-малевских пород-коллекторов к которым она приурочена. Однако и при благоприятном в целом для интервалов разреза соотношении фильтрационных свойств (ве-рейский горизонт и башкирский ярус) наблюдается существенное изменение послойной неоднородности (табл. 1.2) [33].
Послойная проницаемостная неоднородность часто определяется по результатам не только лабораторных исследований керна, но и замеров глубинными потокометрическими приборами. Второй способ для разрезов карбонатных коллекторов, не всегда корректен, так как соляно-кислотными обработками призабойной зоны перед пуском скважины в эксплуатации или в процессе ее работы часто нарушается естественная проницаемость пород. При сопоставлении значений Fc, определенных по кернам и потокометрическим данным, в целом получена весьма удовлетворительная сходимость результатов исследований. В то же время для некоторых объектов отмечается значительное расхождение Fc. Это обусловлено тем, что в карбонатном разрезе перфорацией вскрываются не только проницаемые слои, но и породы-неколлекторы.
Послойная проницаемостная неоднородность карбонатных коллекторов обусловлена переслаиванием в разрезе слоев пород различных структурно-генетических типов с разной фильтрационной характеристикой. Поэтому в качестве критерия послойной неоднородности целесообразно использовать коэффициент вариации проницаемости нефтенасыщенных слоев, выделенных по керну в
42
Таблица \ .2
Коэффициент вариации проницаемости для некоторых залежей
Месторождение Номер скважины УС Месторождение Номер скважины УС
k 10~3мкм2 k 10"3мкм2
Козеловско-черепетский горизонт Упинско-малевский горизонт Турнейский ярус Верейский горизонт Башкирский ярус Верейско-башкирский горизонт
Соколкинско-Сарапалинское 703 1,22 - 1,45 Архангельское 577 0,92 0,78 1,15
12,5 111,2 25,6 114,0 110,4 111,4
Беркет-Ключевское 1986 0,95 0,34 1,41 610 0,94 1,44 1,96
3,4 53,6 10,8 102,5 188,7 152,8
Ямашинское 2531 0,98 1,12 1,36 611 1,02 1,1 1,26
5,7 61,9 30,5 102,8 158,5 143,5
Ново-Елховское 6479 0,94 - 2,78 819 1,13 1,03 1,29
8,9 62,8 30,0 120,6 149,1 126,2
6967 0,67 - 1,36 Шегурчинское 1138 0,96 0,44 1,69
4,5 96,2 13,4 267,0 10,2 110,1
Среднее 0,95 0,73 1,67 Среднее 1,01 1,04 1,49
7,0 77,1 22,1 141,0 121,5 124,7
опорных скважинах. Поскольку при крайне ограниченном, с точки зрения информативности признака, числе опорных скважин, что характерно для небольших месторождений, полученные данные могут иметь существенную неопределенность, поэтому необходимо усреднять параметр по группе месторождений аналогичного строения на ближайших территориях.
В качестве микрофильтрационного ограничивающего фактора может выступать и вещественный состав породы. В результате исследований [3, 34] установлено существенное влияние содержания глинистых материалов на процессы разработки, несмотря на сравнительно небольшое их содержание в породах. При массовом содержании глинистых материалов 2 % и более продуктивность пород 1-го класса существенно снижается, а в нагнетательных скважинах указанные пласты в большинстве случаев не принимают пресную воду [35]. Одной из причин является набухание глинистых частиц. Пласты с объемными долями глинистости Кт < 2 % и проницаемости Кпр > 0,1 мкм2 характеризуются ухудшением коллек-торских свойств по сравнению с неглинистыми породами. Еще более низкими значениями параметров характеризуются глинистые коллекторы с Кпу < 0,1 мкм2 [36].
Согласно имеющимся данным, запасы нефти в глиносодержащих пластах Ромашкинского месторождения составляют 22,8 % от суммарной величины кыновско-пашийской залежи или около 1 млрд т [34]. Из них более 56 % заключено в глинистых коллекторах первой (песчаники) и 44 % — второй (алевролиты) групп, при этом 96,5 % запасов нефти находится в пределах нефтяной зоны залежи. Рассмотренные объекты разработки имеют сложный послойно и зонально-неоднородный характер строения. Обобщение результатов определения коэффициентов вытеснения нефти водой различной минерализации в пластовых условиях по керну показало резкое снижение этого показателя с 0,74 до 0,60 для глиносодержащих коллекторов с выраженной послойной неоднородностью при заводнении слабоминерализованной водой с плотностью менее 1180 кг/м3 [36].
Наряду с физическими свойствами пород: гранулометрического состава, пористости, проницаемости, удельной поверхности, химического состава, карбонатности, содержания глин, — для рациональной разработки месторождений важное значение имеют физико-химические свойства нефти, воды и газа насыщающих пласт, которые определяют условия вытеснения нефти водой и конечную нефтеотдачу пласта. Кроме того, от состава и свойств пластовых
44
идОВ зависит выбор технологической жидкости для воздействия на пласт.
Как известно, пористая среда представляет из себя систему
убок или каналов, размеры которых изменяются в широком диа-
зоне, что определяет высокую неоднородность условий фильтра-
ии жидкости. Нефть сначала вытесняется из более крупных пор,
оставаясь неподвижной в микроканалах, т. е. микронеоднородность
сложный характер строения пластов по коллекторским свойствам
являются причиной прорыва вод и газов и неполной выработки
пласта.
Одним из основных параметров, определяющих не только продуктивность залежи, но и эффективность заводнения, — соотношение вязкостен нефти и воды /иа. Определяющее влияние этого параметра на показатели разработки общепризнанно.
По соотношению вязкостен нефти и воды месторождения, разрабатываемые в последние годы при обычном заводнении, делятся на три группы:
— маловязкие (UQ < 3.. .4 мПа-с, а в некоторых работах до 5 мПа-с [37, 38, 39, 40]);
— со средней вязкостью (j^ — от 3... 5 до 10... 12 мПа-с);
— с повышенной вязкостью (Цо — от 10 до 30 мПа-с). Исследования показывают, что с ростом вязкости нефти более
сильно проявляются различия неоднородностей коллекторских свойств в процессе вытеснения нефти водой.
Одним из важнейших факторов, влияющих на эффективность разработки продуктивных пластов являются реологические свойства нефтей. При повышенном содержании асфальтенов и смол некоторые нефти обладают аномалией вязкости [39, 41]. Аномалии вязкости нефти усиливают динамическую неоднородность пластов и ухудшают полноту выработки запасов нефти (табл. 1.3).
Пластовые нефти месторождений Татарстана обладают структурно-механическими свойствами и относятся к аномально вязким. Предельное динамическое напряжение сдвига девонских нефтей в 2—5 раз меньше, чем у нефтей залежей каменноугольных отложений; динамическая вязкость с неразрушенной структурой (j,0 нефтей девонских отложений составляет десятки мПа-с, нефтей бобриковского горизонта, турнейского и башкирского ярусов — несколько сотен а-с (табл. 1.4). Это существенно влияет на коэффициент нефтеотдачи пластов бобриковского, турнейского и башкирского ярусов.
45
Таблица 1.3
Реологические свойства пластовых нефтей месторождений Татарстана
Месторождение, площадь, номер скважины Температура пласта, °С Предельное динамическое напряжение сдвига, МПа Напряжение сдвига предельно-разрушенной структуры, МПа Вязкость нефти с предельно-разрушенной структурой, мПа-с Вязкость нефти с практически неразрушенной структурой, мПа-с
Нефть девонских отложений
Ново-Елховское, Акташская, скв. 1403 40 4,5 5,9 2,3 9,0
Нефть турнейского яруса каменноугольных отложений
Ромашкинское, Ямашинская, скв. 508 24 10,4 13,6 43,2 570
Нефть бобриковского горизонта
Ромашкинское, Миннибаевская, скв. 15762 25 18,5 25,1 20,7 64
Ромашкинское, Миннибаевская, скв. 149 25 31,4 37,0 30,1 130
Северо-Альметьевская, скв. 16316 25 10,7 11,0 24,4 470
Таблица 1.4 нение коэффициента вытеснения водой нефтей в зависимости
от вязкости
Горизонт, ярус Диапазон изменения коэффициентов проницаемости кернов, мкм2 Коэффициент вытеснения, доли ед., при динамической вязкости нефти

я С о (S Я Z 0 •>* я С Z о ЧО я И S о 00 « К о о *-н я 5 0 СЧ
Терригенные
отложения
бобриковского горизонта 1 0,056... 0,600 0,59 0,56 0,54 0,51 0,49 0,47
бобриковского горизонта 2 0,600... 4,335 0,71 0,64 0,57 0,51 0,46 0,41
Как видно из данных табл. 1.4, в слабопроницаемых породах, насыщенных высоковязкой нефтью, коэффициент вытеснения оказывается низким.
Реологические свойства нефти тесно связаны с содержанием асфальтосмолистых веществ. В определенных термодинамических условиях адсорбция асфальтенов и смол, образование сольватных слоев на поверхности пор может привести к полному затуханию фильтрации нефти в пористой среде [3, 34, 39, 41]. Неньютоновские свойства нефти оказывают существенное влияние на коэффициент вытеснения нефти водой и нефтеотдачу пласта при разработке его с заводнением. Столь же существенное влияние эти свойства нефтей оказывают и на охват пласта воздействием.
Ниже для сравнения и установления общности и различия по неоднородности отдельных объектов разработки некоторых место-Рождений Татарстана, Башкортостана и Самарской области приводятся данные по исследованию неоднородности пластов ряда ис-яедоватедей. В табл. 1.5 приведены сведения о зональной неоднородности пластов на отдельных площадях Ромашкинского место-Рождения и на ряде других месторождений [42].
47
Таблица 1 5
Зональная проницаемостная неоднородность продуктивных пластов некоторых нефтяных месторождений
Наименование объекта (площадь, месторождение) Общее число данных Среднее значение параметра Коэффициент вариации Горизонт, пласт
Определяемый параметр — продуктивность, т/(сут-МПа). Отбор на устье скважин
Абдрахмановская 438 72,3 0,765 Д.
Южно-Ромашкинская 217 96,3 0,632 fli
Миннибаевская 251 95,3 0,608 д,
Альметьевская 116 46,4 0,665 д,
Восточно-Сулеевская 225 39,4 0,607 д,
Алькеевская 71 31,3 0,625 д,
Центрально-Азнакаевская 68 47,5 0,659 Д!
Березовская, Чишминская, Ташлиярская 38 35,0 0,542 д.
Ново-Елховское 92 41,4 0,762 л
Бондюжское 17 83,9 0,795 До + Д,
Определяемый параметр — проницаемость, мкм2. Значения определены по кернам
Бондюжское 17 0,660* 0,519 До + Д|
Бавлинское 90 1,410* 0,670 д,
Бавлинское 70 0,566* 0,507 д.
Ромашкинское 121 — 0,638* д,
Ромашкинское 1293 — 0,639 д,
Серафимовское 324 0,380 0,565 Д|
Александровская 457 0,457 0,847 д.
Бавлинское 192 0,532 0,598 д,
Арланское 135 1,567 1,180 I — (углен )
Мухановское 403 0,958 0,751 I — (углен )
Туймазинское 230 0,685 0,621 Д|
Туймазинское 526 0,490 0,600 Д2
' Значения проницаемости определены по кривым восстановления давления
48
По приведенным данным табл. 1.5 можно сделать вывод, что не-
одность продуктивного горизонта Ромашкинского месторож-
°^ является средней для рассматриваемых нефтяных месторож-
Д6 и У рало-Поволжья. Рассматриваемый показатель по Бавлинско-
Д Туймазинскому и Серафимовскому месторождениям ниже, чем
Ромашкинскому месторождению, а по Ново-Елховскому, Бон-жскому, Мухановскому месторождениям и Александровской
шади _ выше. Неоднородность горизонта Дг для всего Ромаш-нского месторождения характеризуется коэффициентом вариации = 0638. Подобная величина для Абдрахмановской площади составляет 0,765. Зональная неоднородность влияет на дебит скважин, обусловливает распределение скважин по дебитам, динамику выключения их из работы. Если в плане, в пределах небольших участков месторождения, наблюдающиеся изменения свойства пласта незначительны и количественно заметно не проявляются, то по вертикали (вдоль толщины) часто наблюдается значительная послойная неоднородность. Согласно данным по исследованиям кернов скважин Ромашкинского месторождения, проведенных в институте "ТатНИПИнефть" средняя неоднородность по проницаемым образцам оказалась равной и = 0,365 [43]. Послойная неоднородность влияет на темп и динамику обводнения продукции скважин, на суммарный отбор воды из пласта и конечный коэффициент нефтеотдачи.
Влияние прерывистости пластов на процесс разработки рассмотрено в работе [42], на примере верхних пластов а, б и в Абдрахмановской и Павловской площадей, так как нижний пласт гд указанных площадей характеризуется практически повсеместным распространением. С целью определения этих показателей статистической обработке был подвергнут геологический материал по обеим площадям (карты распространения коллекторов и профили по рядам). Изучение прерывистости проводилось вдоль рядов, где расстояние между скважинами постоянное. Предполагалось, что изменение строения пласта в среднем во всех направлениях одинаково. Результаты обработки данных приведены в табл. 1.6 [42].
Доля площади, занимаемой коллектором и неколлектором, определена пропорционально числу скважин. Средний размер участ-08 коллектора и неколлектора вычислен по формуле
' средние размеры участков отдельных групп, взятых в на-Равлении рядов, км; Р{ — доля всех групп участков.
4-4654
49
Таблица 1.6 Прерывистость пластов Абдрахмановской и Павловской площадей
Показатели Лбдрахмановская площадь Павловская площадь
а б в а б в
Содержание в общей площади пласта, %:
коллектора 55,2 78,6 55,0 89,3 78,9 79,7
неколлектора 44,8 21,4 45,0 10,7 21,1 20,3
Средний поперечный размер отдельного участка, км:
коллектора 1,92 2,97 1,66 6,23 2,85 3,4
неколлектора 1,59 0,82 1,34 0,78 0,78 0,94
Частота выклинивания коллектора через 600 м, % 30,1 18,5 34,9 8,2 18,9 16,3
Частота появления коллектора через 600 м, % 37,4 68? 42,6 71 4 71,0 63 S

Доля участков коллекторов, окруженных неколлекторами, % 1,4 0,08 1,3 0,01 0,05 0,07
Частота выклинивания пласта в соседней скважине (через 600 м) определялась как отношение случаев выклинивания пласта-коллектора ко всем случаям его вскрытия. Аналогично находилась частота появления коллектора.
Доля изолированных участков коллектора вычислялась с помощью табл 1.7, где отражен характер выдержанности коллектора по рядам в пределах трех соседних скважин. При этом встречаются три различных сочетания вскрытых пластов по обе стороны от каждой скважины. Допуская в среднем равновероятное изменение прерывистости пласта по всем направлениям, долю замкнутых участков коллектора можно определить по правилам вычисления условных вероятностей.
Например, для пласта а Абдрахмановской площади доля изолированных участков равна
8,7
8,7
28,4 + 18,1 + 8,7
= 1,4 %.
(1.19)
50
Таблица 1.7
Распространение выдержанности коллектора по рядам скважин на Абдрахманской и Павловской площади
Случаи вскрытия пласта по обе стороны от каждой скважины Коллектор Неколлектор
а б в а 6 в
Абдрахмановская площадь (центральная скважина)
Пласт, вскрытый в центральной скважине, обнаружен в обеих соседних скважинах 28,4 52,5 24,4 19,3 2,3 16,4
Пласт, вскрытый в центральной скважине, обнаружен в одной из соседних скважин 18,1 23,6 22,2 17,6 9,0 18,7
Пласт, вскрытый в центральной скважине, не обнаружен ни в одной из соседних скважин 8,7 2,5 8,4 7,9 10,1 9,9
Павловская площадь
Пласт, вскрытый в центральной скважине, обнаружен в обеих соседних скважинах 66,3 50,6 56,7 5,7 1,5 6,9
Пласт, вскрытый в центральной скважине, обнаружен в одной из соседних скважин 22,2 26,4 20,7 2,3 8,5 10,7
Пласт, вскрытый в центральной скважине, не обнаружен ни в одной из соседних скважин 0,8 1,9 2,3 2,7 11,1 2,7
Данные табл. 1.7 показывают, насколько различаются пласты по характеру их прерывистости. Наиболее часто выклиниваются пласты а и в на Абдрахмановской площади. Они характеризуются одинаковой прерывистостью. На Павловской площади пласты более выдержаны. Пласт б на обеих площадях распространяется одинаково.
Прерывистое строение продуктивных пластов обусловливает также извилистость потока жидкости в пласте. Из-за прерывистости пласта удлиняется путь движения жидкости и увеличиваются так называемые внешние фильтрационные сопротивления, что не учитывается при обычных расчетах процессов разработки, когда используются параметры пластов, определенные гидродинамическими исследованиями отдельных скважин и характеризующие сравнительно небольшие прискважинные зоны, в пределах которых извилистость потока не наблюдается (табл. 1.8).
4*-4654
51
Таблица 1 8
Значения коэффициента удлинения пути потока жидкости по пластам
в зависимости от расстояний между скважинами
(Абдрахмановская площадь)
Расстояние меяеду скважинами, м Значения коэффициента удлинения пути потока жидкости по пласту
а б в
600 1 1 1
1200 1,158 1,160 1,283
1800 1,178 1,195 1,275
2400 1,178 1,208 1,265
3000 1,172 1,300 1,284
В работе [44] проведено исследование по изучению некоторых особенностей строения горизонта Д\ Ромашкинского месторождения. Как известно, горизонт Д{ на площади представлен сверху вниз шестью пластами: а, б\+2, бз, в, г, д. Характер их неоднородности по простиранию обычно с достаточной степенью детальности отображается на литологических картах коллекторов. Для выявления особенностей вертикального размещения пластов необходимы иные статистические методы исследования Как видно из гистограммы (рис. 1.7) [44], виды сочетаний вышеуказанных пластов и их чередований с непроницаемыми разностями пород в разрезе скважин довольно многообразны.
Разрезы скважин, где объект представлен всеми шестью пластами, составляют всего лишь 12,1 %. В 29,5 % разрезов скважин отсутствует один из пластов, в 58,4 % — два или более пласта. На площади имеют место 42 сочетания пластов из 63 теоретически возможных. Более или менее устойчивые сочетания (4—41 %) образуются из 5 пластов.
Наряду с невыдержанностью пластов по площади и разрезу, для них характерна также расчлененность на пропластки. При этом степень расчлененности убывает снизу вверх, т. е. наиболее расчлененным является пласт г, наименее — пласт а (табл. 1.9) [44].
Для сравнительной характеристики пластов наиболее важными представляются такие количественные показатели, как средние значения толщины, пористости, проницаемости, коэффициентов выдержанности и связанности (табл. 1 10).
52
12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1
29 8
29,8 %
19,8%
77%
13%
5 пластов
4 п л а с т а
Зпласта
2пласта
I I И I I
~mr
1пл
/И КИМ
I 1И/И/И
КИ1 И 1 1 1Я 1 1
1 1 И/1 1 ИМ И И 1 1 И И I
ИИИ1
1 1 И/1/И
1 1 1 1 1 1 И 1ММ1Я1
1 1 1 1ЯЯЯИ/1 1 1 И
i и
i
Рис. 1.7. Гистограмма распределения видов разреза горизонта Д} Юзкно-Ромашкинской площади
Таблица 1 9 Расчлененность горизонта Д] Ромашкинского месторождения
Пласты Расчлененность на пропластки, %
Один пласт Два пропластка Три пропластка Четыре пропластка
а 95,5 4,5 — —
б1+2 86,7 12,9 — 0,1
бз 90,9 8,9 0,2 —
в 93,9 5,7 0,1 —
г 36,2 15,0 15,8 3,0
д 79,2 20,2 0,6 —
53
Таблица 1JO
Средние значения основных параметров пластов горизонта Ромашкинского месторождения
Пласт Толщина, м Пористость, % Проницаемость, мкм2 Коэффициенты
выдержанности связанности
а 2,6 15,5 0,231 0,43 0,49
^1+2 3,0 16,5 0,270 0,56 0,50
б, 3,2 17,4 0,302 0,66 0,68
в 3,3 18,3 0,360 0,71 0,70
г 7,3 21,3 0,462 0,99 0,98
д 5,0 16,2 0,456 0,71 0,78
При анализе толщины, пористости и проницаемости продуктивных пластов, прежде всего, четко выявляется следующая закономерность: их средние значения убывают снизу вверх, являясь максимальными в пласте г и минимальными в пласте а.
Как известно, вертикальная неоднородность продуктивного горизонта обусловливается в значительной степени присутствием в разрезе непроницаемых разделов между коллекторами, их толщиной и характером распространения. Поэтому при анализе геологической неоднородности продуктивного пласта нельзя ограничиваться только рассмотрением показателей по коллекторам. Характеристика непроницаемых разделов необходима также при проведении ряда мероприятий технического и технологического порядка (одновременно-раздельная эксплуатация пластов, снижение забойного давления, ремонтно-изоляционные работы и т. д.). С этой целью был произведен анализ толщин разделов по данным 665 скважин Южно-Ромашкинской площади (табл. 1.11) [44].
Как видно из табл. 1.11, толщины 3 м и более характерны для разделов между пластами а — б\ + 2, б\ + 2 — 63, 63 — в, а отсутствие зон разделов наиболее присуще пластам гид. Таким образом, наиболее надежными являются разделы между верхними пластами горизонта Дь При применяемой системе разработки эта особенность строения горизонта представляется существенно важной, так как дает возможность произвести изоляцию невыработанных пластов от нижележащих объектов при их полном обводнении.
54
Таблща 1.11
Толщины разделов между пластами горизонта (Южно-Ромашкинская площадь)
Пласты Толщины разделов по скважинам, % Толщина раздела, м
3 м более менее 3 м отсутствие раздела
a, #i+2 79,1 17,0 3,9 3,6
6\ + 2> ^3 61,6 29,8 8,6 2,4
63,« 64,3 29,1 6,6 3,2
в, г 56,0 35,8 8,2 3,3
г,0 21,0 62,9 16,1 2,8
В работе [15] приведены данные исследований по изучению степени извилистости зон развития коллекторов продуктивных пластов горизонта Д1 Ромашкинского месторождения. Наиболее неоднородными среди них являются пласты а, б\ + 2 и 63 юго-западных и центральных площадей. Коэффициент распространения Ks изменяется от 0,4 до 0,7, а коэффициент сложности Кс превышает значение 2,0. Пласт гд имеет практически повсеместное распространение, за исключением Березовской и Чишминской площадей, зато на этих площадях пласт а значительно однороден. В целом горизонт Д] наиболее однороден в северной и южной частях месторождения (Березовская, Алькеевская, Лениногорская и Южно-Ромашкинская площади), а в центральной части он характеризуется значительной неоднородностью (Миннибаевская, Абдрахманов-ская, Зай-Каратайская площади). Получена зависимость между показателями зональной неоднородности — коэффициентами Кс и Ks. Эта зависимость линейная и записывается уравнением
#с = 6,0(1-As), (1.20)
где Кс — коэффициент сложности; Ks — коэффициент распространения. Коэффициент корреляции равен 0,85. На основании выявленной зависимости можно с достаточной уверенностью говорить, что в условиях горизонта Д! Ромашкинского месторождения пласты, имеющие ограниченное распространение по площади, характеризуются более сложной формой залегания.
Определены по 13 площадям Ромашкинского месторождения максимальные относительные потери нефти — е горизонта Д,
55
только за счет зональной неоднородности и при практически одинаковой плотности расположения скважин. Между показателями зональной неоднородности пластов и относительными потерями нефти — е существует корреляционная связь:
(1.21)
причем более тесная для коэффициента сложности Кс, чем для коэффициента распространения Ks. Коэффициенты корреляции для них соответственно равны 0,9 и 0,86. Наибольшие потери нефти отмечаются для пластов характеризующихся ограниченным распространением по площади (верхние пласты Миннибаевской и Зай-Каратаевской площадей) или имеющих более сложную форму залегания коллекторов, когда KC > 2,0 (верхние пласты Абдрахманов-ской, пласт 63 Восточно-Сулеевской и Зеленогорской площадей). Относительные потери нефти в этих случаях могут достигать 15... 25 %. На пласты, имеющие широкое распространение (пласт а Березовской, Чишминской площадей и пласт гд на всем месторождении) или характеризующиеся упрощенной формой залегания коллекторов (Кс < 1,0), приходятся минимальные потери нефти (0,1... 4,2%) [15].
При сравнении относительных потерь нефти для пластов одинаковой степени неоднородности, то они оказываются одного порядка, например, при плотности сетки скважин 21 га/скв., потери нефти для пласта 2е2 нижнего карбона на Крещено-Булякской площади Манчаровского месторождения (Ks — 0,54; KC — 3,12) составляют 23,7 % [27], а для пласта в Абрахмановской площади (Ks -= 0,39; Кс = 3,21) — 19,3 %. Более того, сравнение относительных потерь по Манчаровскому и Ромашкинскому месторождениям свидетельствует о большей неоднородности отложений нижнего карбона, чем среднего девона.
Для учета неоднородности продуктивного пласта на эффективность заводнения еще на стадии проектирования создаются расчетные схемы — модели пласта, позволяющие учитывать влияние системы разработки, в зависимости от неоднородности пласта на текущую и конечную нефтеотдачу, а также на общий ход процесса обводнения пласта; в том числе и на добычу попутной воды.
Одной из первых моделей пластов, нашедшей широкое применение в гидродинамических расчетах является модель однородного по параметрам пласта [45]. Принцип построения этой модели основан на том, что все параметры принимаются одинаковыми для все-
56
rO нефтяного пласта и равными их средним значениям. Такая модель позволяла получить относительно строгие аналитические выражения для расчетов технологических показателей разработки. Однако вследствие неучета неоднородности пластов по их параметрам и свойствам флюидов результаты прогноза показателей разработки существенно отличались от фактических. В связи с этим были предложены различные усовершенствования этой модели, которые выразились в том, что реальный неоднородный пласт представлялся состоящим из зон различной гидропроводности и проницаемости [46, 47], т. е. принималась модель зонально-неоднородного пласта.
Широкое распространение получили принципы построения моделей пластов, основанные на применении некоторых методов теории вероятности и математической статистики [46—49]. Этот подход используется при построении расчетных схем—моделей неоднородных по проницаемости и прерывистости нефтяных пластов. Одними из первых таких моделей были модели М. Маскета [50], Стайлса [51], Ю.П. Борисова [52] и их различные модификации.
Принципы построения расчетных схем моделей неоднородного пласта характеризуются следующими основными предпосылками [53]:
1. Представление процесса фильтрации строго детерминированным (на основе схемы «жестких» трубок тока пропластков различной проницаемости).
2. Представление фильтрации в виде случайного процесса.
3. Принятия условия пропорциональности дебитов средней проницаемости прослоев или трубок тока.
4. Определение дебитов по каждому прослою, трубке тока с последующим суммированием по пласту в целом.
5. Фильтрация осуществляется в системе нагнетательная — эксплуатационная галерея или «проницаемая» галерея с дополнительным внутренним фильтрационным сопротивлением.
6. Рассматривается фильтрация в системе скважин по схеме «жестких» трубок тока.
7. Принятие условия одновременности ввода скважин в эксплуатацию и одновременности отключения всех скважин в ряду при определенной обводненности.
8. Принятие допущения о поршневом или же непоршневом характере вытеснения нефти водой (учет изменения фазовых прони-Цаемостей от насыщенности).
9. Непрерывный пласт неоднороден только по проницаемости.
57
10. Непрерывный пласт неоднороден как по проницаемости, так и по другим параметрам пласта и свойствам пластовых жидкостей (пористости, насыщенности и др.) — вводится комплексный параметр неоднородности.
11. Учитывается неоднородность по прерывистости и линзовид-ности коллекторов.
12. Учитывается зональная неоднородность пластов по продуктивности, проницаемости.
Следует особо подчеркнуть, что все расчетные схемы-модели неоднородных пластов построены с учетом их макронеоднородности и без учета микронеоднородности. Далее во всех схемах принята вероятностная характеристика неоднородности пластов по параметрам при строго детерминированном фильтрационном потоке.
М.Л. Сургучевым, В.Л. Шевцовым сделана одна из первых попыток построения расчетной схемы-модели с учетом микро- и макронеоднородности пластов и вероятностным, случайным подходом к схеме фильтрации и строению пласта [54, 55].
В работе [53] реальный неоднородный пласт представлен схемой, в основу которой положены элементы расчетных схем Тат-НИПИнефти, ВНИИ, Гипровостокнефти:
1. Для заданной схемы размещения добывающих и нагнетательных скважин строится семейство линий токов и выделяется достаточное для расчетов число трубок тока в пласте со средней проницаемостью. Такой прием применяется при достаточной изученности нефтяной залежи. При меньшей изученности залежи для выполнения приближенных расчетов обводнения, фильтрация в систему скважин учитывается [56] по методу эквивалентной галереи.
2. Реальный неоднородный по проницаемости пласт схематизируется серией прослоев различной проницаемости, отделенных друг от друга непроницаемыми разделами бесконечно малой толщины (условие отсутствия перетоков между слоями). Прослои различной проницаемости, вероятно, разделены по толщине пласта по тому или иному закону распределения.
3. Если исходная информация о проницаемости получена по данным промысловых исследований дебитомерами или геофизическими данными, то они и принимаются для построения функции и плотности распределения проницаемости. При использовании данных о проницаемости по кернам выделяется серия прослоев равной толщины или же по шагу выборки проницаемости.
58
4. Число слоев различной средней проницаемости, выделяемое из спектра распределения проницаемости по керну и достаточное для выполнения расчетов обводнения с заданной степенью точности, определяется степенью неоднородности по проницаемости исходного распределения. Так, в работе [57] показано, что при средней степени неоднородности (а = 0,5) при выделении десяти слоев, погрешность в доле нефти в потоке жидкости составляет примерно 5...7 %, при выделении же 30 слоев различной проницаемости погрешность не превышает 2...4 % в диапазоне изменения а от 0,5 до 1,0, при ст = 0,5 — погрешность составляет менее 2 %.
5. При распределении прослоев различной проницаемости по толщине вычитается толщина прослоев, проницаемость которых меньше нижнего предела проницаемости.
6. Расчетная схема-модель слоисто неоднородного по проницаемости пласта должна учитывать неполный охват вытеснением эффективной нефтенасыщенной толщины от перепада давления, т. е. в расчетной схеме необходимо использовать рабочую эффективную толщину пласта, равную /гэф р = h^ „ \j//,(Ao), где \|//,(Др) — коэффициент охвата вытеснением эффективной нефтенасыщенной толщины при заданном перепаде давления.
7. Далее в построенную таким образом схему непрерывного пласта необходимо ввести неоднородность пластов по прерывистости, линзовидности, коэффициент охвата вытеснением, обусловленный этим видом неоднородности \|/пр.
Для определения коэффициента \|/пр предварительно строят карты распространения отдельных продуктивных частей разреза (по пропласткам) — карты зональных интервалов. При этом необходимо раздельно оценить доли непрерывной части пласта, линз и полулинз. По методике [42] за непрерывную часть пласта принимается часть коллектора, ограниченная линией воздействия и центральным стягивающим рядом добывающих скважин, за полулинзы принимаются участки пласта, которые хотя и открыты для воздействия, с одной стороны, но, с другой стороны, выклиниваются, не доходя до стягивающего ряда.
При оценке v|/np используют методику [58], в соответствии с которой за непрерывную часть пласта принимается часть коллектора, ограниченная линией воздействия и любым из рядов добывающих скважин. Полулинзами при этом считаются тупиковые участки пласта, которые, с одной стороны, ограничены последним рядом
59
добывающих скважин (со стороны линии воздействия), а с другой — линией выклинивания коллектора. Метод работы [58] позволяет оценить прерывистость пласта с большим приближением к реальным условиям.
8. Схема прерывистого пласта может быть представлена в двух вариантах по схеме пласта: I — прерывистого; II — непрерывистого с вводом коэффициента охвата \|/пр.
В первом случае объем пласта схематизируется серией объемов полулинз различной длины. Расчетной схемой является набор пластов различной длины. Технологические показатели рассчитываются отдельно для каждого пласта с последующим суммированием результатов во времени [42]. Во втором случае учет прерывистости, линзовидности производится за счет уменьшения эффективной работающей толщины пласта путем умножения ее на коэффициент охвата \|/пр. Учет прерывистости по варианту I более точен, но и более громоздок и, по существу, не был использован при проектировании в бывшем СССР. В практике проектирования разработки используется и рекомендуется для построения расчетных схем прерывистых пластов второй вариант.
Таким образом, модель слоисто неоднородного по проницаемости и прерывистого пласта с эффективной нефтенасыщенной толщиной Аэф путем ввода охвата по толщине у/, и охвата, обусловленного прерывистостью и линзовидностью х|/Пр, преобразуется в расчетную схему-модель непрерывного слоисто неоднородного по проницаемости пласта с меньшей эффективной работающей толщиной /гэфр.
Таким образом рекомендуемая расчетная схема-модель, включающая в себя учет геометрии пластовых фильтрационных потоков, нижнего предела проницаемости, коэффициента охвата по толщине в зависимости от перепада давления Mfh (А/?), а также обусловленного прерывистостью и линзовидностью пласта \i/np, в большей степени отражает реальные условия фильтрации по сравнению с применяемыми расчетными схемами. Применение разработанных методов учета неоднородности продуктивных пластов позволяют существенно уточнить существующую методику проектирования разработки нефтяных месторождений.
Теоретическая модель неоднородного пласта, параметры которой определяются по реальным нефтяным пластам, является фундаментом современной теории разработки нефтяных месторожде-
60
ий одновременно учитывающей все существенные факторы (гео-огические, гидродинамические, технологические, технические и кономические) и оптимизирующие процесс извлечения запасов
нефти.
Продуктивные пласты нефтяных месторождений характеризуются сложным геологическим строением, микро- и макронеодно-подностью, что является основным фактором, определяющим недостаточно высокую эффективность охвата пластов заводнением и в конечном итоге — невысокую конечную нефтеотдачу пластов.
Вопросы оценки нефтеотдачи тесно связаны с исследованиями неоднородности пластов, методами построения расчетных схем-моделей неоднородных пластов, расчетов характеристик вытеснения и нефтеотдачи на различных стадиях разработки месторождения.
Геолого-физическая неоднородность объектов разработки и высокие темпы добычи нефти из высокопродуктивных коллекторов обусловливают быстрое истощение запасов нефти на месторождении в коллекторах I группы и рост доли трудноизвлекаемых запасов нефти, что приводит к необходимости создания более совершенных методов воздействия на продуктивные пласты с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

На главную страницу