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

ГЛАВА 2. ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ЗАВОДНЕНИЕМ
2.1. Методы и стадии разработки месторождений
Заводнение нефтяных пластов является основным способом разработки нефтяных месторождений. Из заводняемых пластов добывается более 90 % нефти [59].
При этом добыча нефти производится в разнообразных геолого-физических условиях, что и предопределяет применение различных методов заводнения: законтурного, внутриконтурного, блочного, очагового, избирательного, площадного и др. В каждом конкретном случае выявленным геолого-физическим условиям отвечает свой метод заводнения.
Законтурное заводнение применяется для истощенных пластов при условиях:
1) высокой проницаемости коллекторов и неразрывности пласта (хорошей гидродинамической связи между законтурными и нефтяными скважинами);
2) недостаточного продвижения естественных контурных вод для поддержания пластовых давлений
Законтурное заводнение целесообразно применять в малопродуктивных расчлененных пластах с вязкостью нефти до 30 мПа-с, за счет вытеснения нефти высокоминерализованными пластовыми водами, обладающими лучшими нефтевытесняющими свойствами. При этом в активную разработку вовлекаются и водонефтяные зоны. В пластах шириною 3...5 км, при наличии связи с законтурной областью, оно обеспечивает более высокий охват заводнением и по сути своей более эффективно, чем внутриконтурное, так как при этом нефть вытесняется оторочкой пластовой воды. При близких значениях продуктивности и соотношения вязкостей нефти и воды при законтурных системах отбирается гораздо меньше воды, чем при внутриконтурном заводнении [19].
К недостаткам законтурного заводнения можно отнести: менее активное вовлечение в разработку центральных частей пласта; значительный отток нагнетаемой воды за контур нефтеносности и неиспользование энергии законтурной зоны; возрастает вероятность попадания ряда проектных нагнетательных скважин далеко за контур нефтеносности или в зону ухудшения коллекторских свойств пласта [60].
62
Внутриконтурное заводнение применяется, когда отсутствует связь с законтурной областью или залежи пластов имеют большие размеры. Вид внутриконтурного заводнения обосновывается с учетом продуктивности, расчлененности и прерывистости пластов, а также вязкости пластовой нефти. Построение всей системы разработки при внутриконтурном заводнении идет от центра к периферии. Осуществляется опережающее бурение нагнетательных рядов и с их помощью ведется доразведка периферийной области месторождения. При этом уменьшается число неудачных скважин, которые были запроектированы добывающими, а оказались в водоносной области. В условиях значительной зональной неоднородности и прерывистости продуктивных пластов размещение добывающих скважин по равномерной сетке увеличивает общий дебит нефти более чем на 5 %, повышает охват пластов воздействием и устойчивость системы разработки.
Анализ разработки двух месторождений, проведенный в работе [19], показывает, что при близких фильтрационных параметрах пластов на первой стадии разработки технологические показатели при законтурном заводнении несколько ниже, чем при внутриконтурном, что объясняется внедрением в разработку водонефтяных зон. В дальнейшем (обычно при т = 0,3) показатели при законтурном заводнении повышаются за счет большего охвата заводнением.
Характерно, что максимальные темпы отбора при законтурном заводнении (начало II стадии разработки) достигаются при т = = 0,16...0,30 (в среднем т = 0,22), а при внутриконтурном — при т = = 0,05...0,23 (в среднем т = 0,11). Достижение максимальных темпов отбора при внутриконтурных системах и меньших т по сравнению с законтурным, чаще всего связано с тем, что в первую очередь в разработку вовлекаются наиболее продуктивные части площади. Последующее разбуривание менее продуктивных участков не компенсирует уменьшение добычи за счет обводнения ранее введенных участков. При законтурных системах максимальная добыча достигается при вводе всех запасов нефти или большей их части, в том числе и запасов водонефтяных зон. К концу II стадии разработки при законтурном заводнении т составляет 0,25...0,70 (в среднем 0,42) и добывается — 43...84 % извлекаемых запасов нефти (в среднем 57 %), при внутриконтурном заводнении т составляет 0>08...0,40 (в среднем 0,17) и к этому времени добывается 20...75 % извлекаемых запасов (в среднем 30 %).
Отмечается четкое влияние продуктивности на коэффициент извлечения нефти к концу II стадии, причем по залежам с близкой
63
продуктивностью при внутриконтурном заводнении коэффициент использования запасов значительно ниже, чем при законтурном. Даже по залежам с высокой вязкостью нефти коэффициент извлечения нефти при законтурном заводнении к концу II стадии выше, чем по большинству залежей с внутриконтурным заводнением. Это объясняется меньшим охватом пласта заводнением при внутриконтурном методе, что подтверждается, например, характеристиками вытеснения, построенными по группам месторождений с близкими значениями коэффициентов продуктивности, соотношений вязкости нефти и воды, относительными запасами в водонефтяных зонах. Важно отметить, что характеристики вытеснения не зависят от размеров (запасов нефти) залежей [19].
Таким образом хотя законтурное заводнение и не универсально, но в определенных условиях оно может обеспечить лучшие, и более высокие показатели разработки, чем внутриконтурное.
Системам законтурного и внутриконтурного заводнений, в которых закачка воды осуществляется через ряды нагнетательных скважин, присущи некоторые недостатки, связанные в основном с малой изученностью геологического строения нефтяного месторождения на стадии составления проектных документов и разбуривания. Эффективность многорядных систем заводнения в значительной степени снижается из-за прерывистости и зональной неоднородности продуктивных пластов. Вследствие этого отдельные скважины рядов, а иногда и весь ряд скважин попадают в зоны отсутствия коллекторов или в участки со значительно ухудшенными коллекторскими свойствами. При этом часто добывающие и нагнетательные скважины оказываются отделены друг от друга экранами в виде линз и полей плотных коллекторов (аргиллиты, алевролиты). Кроме того, в ряде случаев запасы нефти в отдельных линзах, невскрытых нагнетательными скважинами, остаются невыработанными [61].
Так на центральных площадях Ромашкинского месторождения после освоения нагнетательных скважин не вовлеченными в разработку оставались около 25 % запасов, при этом на краевых площадях эта величина доходила до 40 %. Для охвата воздействием этих участков в дальнейшем предусматривался ряд специальных мероприятий: дополнительное разрезание площадей нагнетательными рядами, перенос линии нагнетания и т. п., — которые потребовали дополнительно значительных затрат средств и времени. Без дополнительного повышения давления нагнетания при неизменности линейного заводнения с многорядным расположением добывающих
64
кважин по мере обводнения и выключения обводненных скважин яебиты жидкости и нефти всей площади снижаются.
Недостатки заводнения через линейные нагнетательные ряды связаны с многорядностью размещения добывающих скважин на площади между двумя нагнетательными рядами, из-за чего в первой полосе между линией нагнетательного ряда и линией первого добывающего ряда добыча составляет только 1/2 или 1/3 часть извлекаемых запасов нефти, и по сравнению с вариантом однорядного размещения добывающих скважин между двумя нагнетательными рядами относительное время начала обводнения скважин сокращается соответственно в 2 или 3 раза [62].
Блоковое заводнение. В условиях многопластовых объектов для увеличения охвата пластов заводнением применяется метод разрезания залежи на блоки, который обладает несомненными преимуществами по сравнению с внутриконтурным заводнением. Помимо больших возможностей управления процессом разработки при применении блокового заводнения имеется возможность учитывать и такие особенности строения пластов, как определенная линейная направленность трещиноватое™. Располагая ряды нагнетательных скважин параллельно протяженности трещин, можно значительно увеличить охват заводнением. Системы разработки с разрезанием залежи на блоки являются более гибкими, чем линейные системы заводнения. После их освоения имеется возможность пробурить в нагнетательных рядах дополнительное число нагнетательных скважин на пласты, не вовлеченные в разработку, создать дополнительные очаги заводнения на участках слабого влияния закачки, перенести фронт нагнетания в полностью обводнившиеся добывающие скважины и т. д.
На высокопродуктивных пластах применяют пяти- и трехрядное блоковое заводнение, на пластах средне- и низкопродуктивных с вариацией продуктивности более 60 % — трехрядное блоковое. Учитывая высокую мобильность блокового заводнения, его следует использовать на начальной стадии разработки низкопродуктивных пластов, усиливая его в последующем очаговым заводнением [62].
Очаговое заводнение — это метод поддержания пластового Давления, который осуществляется на отдельных участках нефтяного месторождения путем нагнетания воды в скважину, переведенную из добывающего фонда или специально пробуренную в качестве нагнетательной. Скважина выбирается с повышенным значением коэффициента продуктивности и повышенной степенью
5-4654
связанности с окружающими скважинами. Очаговое заводнение реализуется как дополнительное мероприятие для интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов. При этом основным методом воздействия является законтурное или внутриконтурное заводнение.
Как показали исследования в работе [62] на Ромашкинском месторождении и подобных ему весьма эффективным является выбор под очаг заводнения скважины, вскрывшей разрез со сравнительно высокой коллекторской характеристикой по толщине и проницаемости пластов, с хорошей гидродинамической связью с окружающими скважинами. Правильный выбор очаговых скважин с учетом особенностей геологического строения пласта способствует улучшению выработки запасов нефти на участках очагового заводнения. Так, по результатам промысловых исследований толщина, принимающая воду в очаговых скважинах, составляет 61,2 % от перфорированной, в то время как по нагнетательным скважинам разрезающих рядов она равна в среднем 51,8 % [61].
Очаговое заводнение стало применяться на Ромашкинском месторождении в 1962 г. в конце второй и начале третьей стадии разработки центральных площадей, после полного освоения и использования возможностей линейного разрезания, что позволило продлить период устойчивой добычи нефти и увеличить активные запасы в 1,17 раза.
Дебит в районе очагов возрастает через 1... 3 мес после начала закачки воды. Безводный период может длиться от 1 года до 3 лет. При расстоянии от 400 до 800 м скорость продвижения закачиваемой воды изменяется от 100 до 800 м/год, в среднем — 500 м/год, что выше, чем при линейном разрезании. Дебиты скважин при очаговом заводнении по сравнению с линейной системой выше в 1,8 раза, а конечная нефтеотдача — в 1,25 раза [63]. При увеличении расчлененности и толщины эксплуатационного объекта коэффициент охвата при очаговом заводнениии снижается (табл. 2.1) [ 64].
Основными объектами очагового заводнения Ромашкинского месторождения являются верхние пласты горизонта Д[, которые на большинстве площадей имеют небольшую толщину и значительная часть запасов находится в песчаных и алевролитовых линзах. В отличие от нижнего пласта гд верхние пласты значительно более прерывисты и имеют худшие коллекторские свойства. По рассматриваемым пластам доля коллекторов в целом по Ромашкинскому месторождению составляет всего 50.. .80 %, в том числе песчаников 30.. .36 %.
66
Таблица 2.1
Зависимость охвата пластов заводнением в очаговых скважинах Миннибаевского месторождения от расчлененности объекта
Показатели Расчлененность объекта
1 2 3 4 5 средняя по всем очаговым скважинам
Число исследованных скважин 5 17 15 5 1 —
Перфорированная толщина, м 5,5 8,3 9,3 15,2 19,7 9,0
Работающая толщина, м 4,0 6,2 5,1 8,3 9,2 5,6
Коэффициент охвата 0,727 0,745 0,545 0,546 0,467 0,622
Давление на устье, МПа 10,5 11,7 11,0 13,9 6,8 11,5
Приемистость, м3/сут 444 340 249 630 875 345
Существующая на месторождении система линейного заводнения не может обеспечить соответствующее воздействие на запасы нефти верхних пластов. При линейной системе заводнения более 20...30 % нагнетательных скважин, вскрывших пласты с ухудшенными коллекторскими свойствами, не принимают воду даже при давлении 10,0... 15,0 МПа на устье. Это особенно наглядно видно на примере Зай-Каратайской площади, где практически все скважины южной линии разрезания оказались неэффективными. Основная часть запасов пластов верхней пачки и отчасти пласта в находится в отдельных изолированных линзах. Указанные запасы могут быть отобраны только при организации самостоятельных очагов заводнения. Этим объясняется то обстоятельство, что, как и на всем Ромашкинском нефтяном месторождении, основная часть очаговых скважин Абдрахмановской, Южно-Ромашкинской и Зай-Каратайской площадей предназначена для обеспечения нагнетания воды по верхним пластам а, б\+2, бз горизонта Д>. В среднем период безводной эксплуатации реагирующих на закачку воды добывающих скважин, составляет 52 мес по Абдрахмановской площади и 42 мес по Южно-Ромашкинской. При этом средняя скорость продвижения фронта воды по этим площадям равна 29 м/мес. [61].
5*-4654 67
Применение очагового заводнения на Ромашкинском месторождении является достаточно эффективным: во-первых, небольшим числом очаговых нагнетательных скважин достигается значительный прирост производительности площади; во-вторых, очаговое заводнение обычно организуется в центральной незаводненной части площади, и поэтому прирост производительности получается в виде прироста дебита нефти; в-третьих, благодаря очаговому заводнению увеличиваются общие извлекаемые запасы нефти; в-четвертых, поскольку запасы нефти в зоне очаговой нагнетательной скважины обычно больше, чем в зоне отдельной скважины нагнетательного ряда, то эффект очагового заводнения обычно получается продолжительным [62].
Очаговое заводнение представляет весьма эффективный метод интенсификации разработки пластов, представленных коллекторами, существенно неоднородными по физическим свойствам. В то же время оно является средством регулирования выработки запасов и увеличения охвата продуктивных пластов заводнением. Очаговое заводнение с одновременным повышением давления нагнетания — основной метод вовлечения запасов нефти в слабопроницаемых пластах и линзах в активную разработку. Применение его при разработке нефтяных месторождений, представленных неоднородными и прерывистыми пластами, позволяет значительно повысить нефтеотдачу и темпы отбора нефти [61, 65].
Основными причинами недостаточного прироста добычи нефти по некоторым очагам являются: низкая коллекторская характеристика участков очагового заводнения, высокая обводненность реагирующих добывающих скважин, низкая приемистость очаговых скважин, высокое забойное давление в добывающих скважинах. Следует заметить, что в последние годы эффективность очаговых скважин несколько снизилась, что связано как с истощением запасов на участках очагового заводнения, так и с внедрением очагового заводнения в неблагоприятных геологических условиях.
Одним из эффективных методов заводнения является площадное заводнение, при котором добывающие и нагнетательные скважины размещаются определенным регулярным образом в пределах нефтяного пласта.
В практике разработки нефтяных месторождений площадное заводнение используется в следующих вариантах:
1) как метод воздействия на нефтяные пласты, осуществляемый с самого начала их разработки;
68
2) как вторичный метод разработки нефтяных месторождений, гяе основные запасы уже извлечены.
Площадную закачку воды применяют [61]:
1) если проницаемость коллекторов невысокая и в то же время смачиваемость глинистых частиц в песчаниках водой не приводит к значительному снижению их проницаемости;
2) при низкой водонасыщенности пласта и, следовательно, небольшом процентном содержании воды в добываемой нефти (в среднем не более 10...20 %);
3) при остаточной нефтенасыщенности пласта больше 35.. .40 %. Эффективность процесса площадного заводнения зависит от
содержания связанной воды, при содержании ее более 25 % эффективность процесса площадного заводнения снижается [66].
Площадное заводнение следует применять на низкопродуктивных пластах и участках пластов с ухудшенными коллекторскими свойствами с небольшой степенью изменчивости продуктивности. На возможность использования площадного заводнения при очень низкой проницаемости указывал еще в 1950 г. А.П. Крылов [45]. Областью применения площадного заводнения следует считать и пласты, разбитые на мелкие блоки тектоническими нарушениями. Наиболее приемлемо площадное заводнение для высокопродуктивных пластов с минимальной степенью изменчивости коллек-торских свойств по площади. Это обеспечивает равномерное продвижение фронта, т. е. высокий охват пластов воздействием. Учитывая, что у залежей с высоковязкими нефтями практически отсутствует безводный период разработки, рекомендуется использовать метод площадного заводнения на любой стадии разработки, но для достижения высокой нефтеотдачи в этих условиях необходима многократная их промывка: до пяти-шести объемов от геологических запасов.
Площадное заводнение — жесткая система. Обеспечивая высокие темпы отбора жидкости, оно на практике не приспособлено для регулирования разработки. При этом методе заводнения крайне трудно определение обводнившихся скважин, а мероприятия по регулированию путем ограничения или увеличения дебитов добывающих скважин и приемистости нагнетательных — малоэффективны.
При площадном заводнении на истощенных пластах применяют следующие две схемы размещения скважин:
а) нагнетательные скважины располагают в виде линейных батарей, а добывающие — по линиям, параллельным рядам нагнета-
69
тельных скважин. По мере обводнения добывающих скважин их используют в качестве нагнетательных, а впереди их бурят новый ряд добывающих скважин; таким образом происходит последовательное наступление воды от одного ряда добывающих скважин к другому;
б) нагнетательные скважины размещают равномерно по площади пласта между добывающих скважинами. В практике проектирования площадного заводнения в нашей стране и за рубежом применяются разнообразные виды площадного заводнения. Наиболее распространенными считаются пяти-, семи-, девятиточечные схемы размещения скважин.
В работе [61] сопоставлены показатели разработки при различном размещении скважин для площадного заводнения (табл. 2.2).
Таблица 2 2
Сопоставление значений охвата пластов и дебитов при различном размещении скважин при площадном заводнении
Размещение скважин Соотношение нагнетательных и добывающих скважин Относительный охват пластов в безводный период Относительный дебит одной скважины
*;-! ц;=ю
Однорядное 1 1 0,740 0,674 1,10
Пятиточечное 1-1 0,965 0,875 1,10
Семиточечное 1 2 1,000 1,000 1,00
Девятиточечное 1 3 0,705 0,650 0,84
Примечание ц0 — соотношение подвижностей смеси вытесняющей и вытесняемой жидкостей
При пятиточечной схеме размещения скважин соотношение нагнетательных и добывающих скважин 1:1; при семиточечной (по существу, треугольной) — 1:2. Такое расположение нагнетательных и добывающих скважин обеспечивает более равномерное и относительно повсеместное воздействие на залежь нагнетаемой водой. Из приведенных в табл. 2.2 данных по интенсивности отбора и достигаемой величине охвата заводнением предпочтительным является семиточечное размещение скважин. Расстояние между
70
скважинами при осуществлении процесса заводнения может меняться в широких пределах -— 50...400 м в зависимости от проницаемости породы, объемов и давления нагнетания.
В последние годы появилась необходимость проектирования систем площадного заводнения как вторичного метода добычи нефти на истощающихся месторождениях, число которых с каждым годом быстро возрастает. Богатый опыт применения площадного заводнения как вторичного метода повышения нефтеотдачи пластов получен в Эмбинском нефтяном районе, где в разработке находится 23 нефтяных месторождения. Месторождения разбурены весьма плотной сеткой: 1...3 га/скв. Нефти характеризуются высокой вязкостью ц = 18... 150 мПа-с (табл. 2.3) [62].
Таблица 2.3
Некоторые результаты разработки нефтяных месторождений Эмбинского района
Месторождение Горизонт Начало разбурива-ния, год Вязкость нефти, мПа-с Проницаемость, мкм2 Коэффициент нефтеотдачи, доли ед.
Доссор I юрский 1916 24,0 1,0 0,70
II юрский 1915 39,5 0,4 0,50
III юрский 1911 19,7 3,5 0,71
Макат IV юрский 1929 24,0 0,1 0,46
V триасовый 1931 48,0 1,2 0,53
Байчунас Аптнеокомский 1936 50,0 1,2 0,53
Искине Аптский 1942 — — 0,75
Кулсары Аптнеокомский 1940 18,6 0,6 0,69
Каратон Альбский 1948 23,1 0,4 0,57
Косчагыл I неокомский 1935 152,0 3,9 0,19
Комсомольское Аптнеокомский 1942 33,0 0,3 0,61
71
На месторождении Доссор объектом заводнения был II юрский горизонт с проницаемостью К~ 0,2.. 0,4 мкм2 и вязкостью нефти ц. = 40 мПа-с, на месторождении Макат -— I юрский горизонт с k = 0,5...2,5 мкм2 и ц = 140 мПа-с. Применение площадного заводнения на месторождениях Доссор и Макат дало хорошие результаты, на месторождении Доссор нефтеотдача достигла 50 %.
Площадное заводнение в качестве вторичного метода повышения нефтеотдачи применялось на залежи нефти III горизонта месторождения Чангышташ-Текебель в Средней Азии. Продуктивный пласт представлен чередованием глин, алевролитов и мелкозернистых песчаников, имеет среднюю толщины h = 2...3 м на востоке и 4.. .6 м на западе, проницаемость К= 0,02.. .0,03 мкм2, характеризуется высокой неоднородностью по пористости и проницаемости [67]. Вязкость нефти изменяется в пределах 6.. 10 мПа-с Начальные дебиты скважин составляли 0,5...2,0 м3/сут. На залежи Текебель площадное заводнение было внедрено в 1963 г. При этом отборы нефти возросли в 2,0...2,5 раза, жидкости — в 2 раза. Конечный коэффициент нефтеотдачи пласта при прокачке 5...6 м3 воды на 1 м3 добываемой нефти составит 0,5...0,6 [62].
Таким образом, на примере месторождений Средней Азии и месторождений Эмбинского района можно говорить о высокой эффективности площадного заводнения, как вторичного метода заводнения в условиях неоднородных низкопроницаемых коллекторов, вследствие достаточно высокого охвата пластов заводнением.
Метод избирательного заводнения, разработанный для расчлененных и прерывистых пластов, предусматривает разбуривание их равномерной сеткой и выбор под закачку скважин с учетом выявленных геологических особенностей разбуренных участков [68]. Для нагнетания выбираются скважины с наиболее полно представленным разрезом, благодаря чему появляется возможность увеличения охвата заводнением по сравнению с регулярными видами площадного заводнения. Применение избирательной системы требует создания более гибкой системы сбора нефти и нагнетания воды, которая позволяет использовать любую скважину в качестве добывающих или нагнетательной.
Для избирательного способа заводнения характерно следующее:
— средний коэффициент продуктивности нагнетательной скважины больше среднего арифметического значения коэффициента продуктивности скважин всего участка;
72
— при фиксированной неоднородности пласта средний коэффициент продуктивности нагнетательных скважин снижается с увеличением числа нагнетательных скважин, так как при этом под закачку попадают скважины с более низкой продуктивностью,
— с увеличением зональной неоднородности при одном и том же соотношении нагнетательных и добывающих скважин средний коэффициент продуктивности нагнетательных скважин увеличивается.
Анализ систем заводнения, проведенный в работе [69], показывает, что эффективность линейной и площадной систем с жесткой схемой расположения нагнетательных скважин при увеличении зональной неоднородности продуктивного пласта снижается. Эффективность избирательной системы заводнения при этом, наоборот, растет. Указанный эффект объясняется тем, что при увеличении зональной неоднородности растет доля зон с низкой продуктивностью, вследствие чего увеличивается вероятность попадания в них нагнетательных скважин при жестких системах заводнения. При избирательной системе заводнения этот недостаток устраняется, наоборот, с увеличением зональной неоднородности появляется возможность выбора под нагнетание относительно более продуктивных скважин.
В табл. 2.4 [69] приведены данные о средних относительных величинах коэффициента продуктивности нагнетательных скважин по ряду из рассмотренных вариантов.
Таблица 2 4
Зависимость относительного значения коэффициента продуктивности нагнетательных скважин от метода заводнения
Л«г : AU Система заводнения V =0,708 У= 1,078 V= 1,600
1 5 Избирательная 1,64 2,47 2,74
Площадная 0,97 0,95 0,81
Линейная 1,13 0,90 1,07
1 3 Избирательная 1,52 1,85 2,03
Площадная 0,94 1,02 0,90
Линейная 0,99 0,95 0,82
1 1 Избирательная 1,17 1,28 1,33
Площадная 0,89 0,93 1,00
73
Видно, что при жестких системах заводнения (площадное, линейное) средний коэффициент продуктивности нагнетательных скважин зависит от случая, но в основном мало отличается от среднего арифметического значения коэффициента продуктивности скважин всего участка. Причем при прочих равных условиях эффективность избирательной системы заводнения по сравнению с линейной системой выше. Это объясняется тем, что в последнем случае выигрыш в дебите имеет место лишь за счет снижения фильтрационного сопротивления между нагнетательными и добывающими скважинами. В первом случае к этому выигрышу добавляется еще и эффект, получаемый за счет исключения отрицательно действующей интерференции нагнетательных скважин между собой при их работе в разрезающих рядах.
В условиях повышенной и высокой вязкости нефти (10 мПа-с и более) выбор под нагнетание воды скважины с наибольшей продуктивностью представляется необязательным. В этом случае наибольшие фильтрационные сопротивления будут преодолеваться в призабойной зоне добывающих скважин. Для снижения общего фильтрационного сопротивления в качестве добывающих должны быть выбраны скважины с относительно высокими коэффициентами продуктивности, а под нагнетание -— скважины, характеризующиеся средней или несколько пониженной продуктивностью и обладающие необходимой гидродинамической связью с окружающими добывающими скважинами. При этом рациональное отношение числа добывающих и нагнетательных скважин составляет три—пять [61].
В прерывистых пластах работа жестких систем заводнения осложняется тем, что часть нагнетательных скважин может попасть в зоны отсутствия коллекторов. Кроме того, проводимость прерывистого пласта уменьшается вследствие извилистости потока жидкости. Все это приводит к снижению эффективности площадной и линейной систем заводнения. При избирательной системе уменьшается неоднородность скважин по дебиту по сравнению с другими системами заводнения. Так, например, при прерывистости W- 0,40 неоднородность по дебитам (V4) для различных способов заводнения приведена в табл. 2.5 [69].
Этот факт косвенно указывает на более равномерный охват воздействием прерывистых продуктивных пластов при избирательном заводнении.
74
Таблица 2.5
Неоднородность скважин по дебитам для различных способов заводнения
Система заводнения
Линейная
Площадная
/V
1
н+доб.
0,250
0,250
0,750
0,656
Избирательная
0,250
0,433
На Ромашкинском месторождении избирательная система заводнения применяется на краевых площадях, отличающихся прерывистостью и зональной неоднородностью продуктивных пластов: Западно-Лениногорской, Куакбашской, Восточно-Ленино-горской, Карамалинской, Холмовской и Южной. Кроме того, избирательное заводнение внедрено на отдельных участках Зелено-горской площади. Эксплуатационный объект на этих площадях представлен преимущественно продуктивными пластами (пачки) а и б (76,7 % от извлекаемых запасов нефти шести площадей). Пласты этой пачки (а и б) прерывисты, представлены неоднородными коллекторами. Продуктивность этого объекта по сравнению с центральными площадями имеет более низкие показатели: по удельным запасам нефти хуже в среднем в 4 раза, а по коэффициенту продуктивности — в 2,9 раза. Расчлененность объекта в среднем почти вдвое меньше, но выше доля трудноизвлекаемых запасов нефти и более значительна прерывистость пластов. Зональная неоднородность объекта в 1,3 раза выше, чем на центральных площадях.
На краевых площадях при меньшей плотности сетки и относительно меньшем числе нагнетательных скважин получена более интенсивная система разработки, позволившая на менее продуктивных площадях (продуктивность в среднем почти вдвое ниже по сравнению с месторождением в целом) достичь более высоких темпов отбора запасов нефти (почти в 1,5 раза) и снизить сроки разработки (в 1,35 раза). Это явилось результатом высоких перепадов Давлений и рассредоточенного размещения нагнетательных сква-
75
жин при избирательном принципе их расстановки. При этом деби-ты скважин краевых площадей (продуктивность которых почти в 2 раза меньше) отличаются от дебитов всего месторождения не более чем в 1,4 раза. Вместе с тем вследствие более высоких значений неоднородности и доли трудноизвлекаемых запасов нефти (в том числе и в водонефтяной зоне) высокие темпы отбора запасов нефти сопровождались более высокими темпами обводнения продукции.
Анализ состояния выработанное™ извлекаемых запасов нефти по указанным типам коллекторов показал, что на краевых площадях при избирательном заводнении происходит их равномерная выработка, а следовательно, и более высокий охват их заводнением. Примерно при одинаковой степени выработанное™ начальных извлекаемых запасов песчаных пластов на краевых площадях лучше вырабатываются запасы нефти песчаных линз и водонефтяной зоны. Степень выработанное™ начальных извлекаемых запасов этих коллекторов на краевых площадях выше соответственно в 1,42 и 1,17 раза по сравнению со всем месторождением. Слабопроницаемые коллекторы, как и в целом по месторождению, отстают по выработанное™ начальных извлекаемых запасов примерно в 3 раза (если принять степень выработанное™ запасов песчаных пластов условно за единицу, то относительная степень выработанное™ начальных извлекаемых запасов слабопроницаемых пластов равна 0,35). Как показал анализ разработки малопродуктивных участков площадей Ромашкинского месторождения, нефть из слабопроницаемых коллекторов извлекается только в случае активного влияния закачки воды в смежные песчаные зоны. Установлено, что если разрез эксплуатационного объекта представлен переслаиванием песчаных и слабопроницаемых пропластков, последние, как правило, воду не принимают или принимают ее в ограниченном объеме. Это обстоятельство наблюдается и при избирательном размещении нагнетательных скважин на расчлененном объекте закачки. Как показали результаты замеров расходомерами 66 нагнетательных скважин, размещенных избирательно, максимальный коэффициент охвата заводнением уменьшается от 0,750 до 0,669 при увеличении расчлененности от 1 до 4 (табл. 2.6) [64]. Аналогичная зависимость коэффициента охвата заводнением получена при увеличении толщины эксплуатационного объекта в нагнетательных скважинах.
76
Таблица 2.6
Зависимость охвата пластов заводнением в зависимости от расчлененности их при избирательном заводнении
Показатели Расчлененность пласта, число пропластков
1 2 3 4 Средние значения по всем скважинам
Толщина эксплуатационного объекта, м 4,5 8,0 11,4 15,2 7,7
Перфорированная толщина, м 4,4 7,5 11,2 14,5 7,4
Коэффициент охвата заводнением доли ед .
максимальный 0,750 0,670 0,596 0,669 0,703
средний 0,659 0,547 0,516 0,497 0,554
Таблица 2.7
Эффективность избирательного заводнения на опытных участках Куакбашской площади
Показатели Номер участка Куакбашская площадь
1-й 2-й 3-й
Удельные балансовые запасы нефти, уел ед 3,1 3,2 3,4 1,0
Число нагнетательных скважин 2 3 1 —
Число добывающих скважин 10 10 6 —
Плотность сетки скважин, усл. ед 0,67 0,68 0,51 1,0
Текущая нефтеотдача, уел, ед 1,424 1,283 1,268 1,0
Водонефтяной фактор, т/т 1,281 1,179 1,582 1,158
В работе [64] по результатам разработки трех элементов избирательного заводнения Куакбашской площади, нагнетание воды в которые проводили в начале 1970-х гг., оценена достигнутая нефтеотдача горизонта Дь (табл. 2.7). Рассматриваемые элементы размещены на высокопродуктивных участках площади (плотность запасов выше среднего в 3,1...3,4 раза). Плотность сетки в 1,5...2,0 раза больше плотности сетки по всей площади. Запасы нефти выраба-
77
тываются высокими темпами и за 10... 15 лет в пределах элементов практически полностью отобраны. Продукция добывающих скважин обводнена на 98...99 %, водонефтяной фактор в среднем по всем элементам равен 1,291 при среднем по площади 1,158. Достигнутая нефтеотдача в зоне избирательного заводнения в 1,268... 1,424 раза выше по сравнению с достигнутой в целом по площади.
Система избирательного заводнения наряду с определенными преимуществами имеет существенные недостатки [63]:
на площадях разрабатываемых с применением избирательного заводнения, период максимальной добычи нефти весьма непродолжителен;
приемистость нагнетательных скважин, как правило, резко падает, и для поддержания добычи нефти необходимо обеспечивать освоение все большего числа скважин под нагнетание воды;
система приводит к росту темпов обводнения в среднем в 2 раза, сокращению периода безводной нефти и продолжительности второй стадии разработки и в итоге —• к более быстрому падению добычи на поздней стадии;
при внедрении избирательной системы заводнения совместная закачка воды в неоднородный расчлененный объект, так же как при линейном заводнении, не обеспечивает освоения всех пластов продуктивного горизонта. Существует предельное число пластов, которое удалось освоить под закачку. Зависит оно от степени расчлененности эксплуатационного объекта. Охват пластов заводнением при внедрении избирательной системы обычно выше, чем при других видах внутриконтурного нагнетания воды. При линейном заводнении неоднородного эксплуатационного объекта, вскрытого общим фильтром, происходит самопроизвольное регулирование закачки воды по пластам. Это как бы обеспечивает раздельную закачку по пластам. Избирательная система заводнения значительно усложняет вопросы контроля и регулирования выработки продуктивного горизонта, так как зачастую трудно определить, от каких нагнетательных скважин и по каким пластам обводняются добывающие скважины;
на поздней стадии разработки при избирательном заводнении не формируются четко выраженные зоны стягивания контуров нефтеносности и остаются целики нефти. Это приводит к увеличению попутной воды и потере нефтеотдачи. Особенно усложняется процесс выработки эксплуатационных объектов, имеющих в разрезе базисные пласты. Высокие темпы обводнения и обусловленные
78
тиМ высокие темпы падения добычи нефти, усложнение ремонтных работ на добывающих скважинах из-за высоких пластовых давлений приводят к необходимости перехода к разрезанию площади на отдельные блоки;
с применением избирательного заводнения на 2...3 года увеличиваются сроки освоения месторождения и выход на максимальный уровень добычи нефти, так как строительство объектов заводнения по заранее составленному проекту практически невозможно.
Из изложенного выше следует, что избирательную систему необходимо применять только на объектах с зонально неоднородными пластами. Во всех остальных случаях предпочтительно линейное разрезание, обеспечивающее более стабильную добычу нефти и создающее условия для достижения высокой нефтеотдачи. При применении методов заводнения необходимо учитывать следующие условия [23]:
1. При недостаточной активности законтурной зоны (при наличии гидродинамической связи с законтурной областью) на небольших месторождениях целесообразно применение законтурного заводнения. Этот метод обеспечивает хорошие показатели разработки даже в пластах с небольшими коэффициентами продуктивности, со значительной расчлененностью, но невысокой прерывистостью (Кв > 0,7) при вязкостях нефтей 20.. .30 мПа • с.
2. При законтурном заводнении имеются большие возможности совершенствования метода, например, за счет очагового заводнения.
3. Внутриконтурное заводнение применяется во всех случаях, когда отсутствует или затруднена связь с законтурной областью или залежи имеют большие размеры. Для залежей со средними и большими размерами законтурное заводнение может дополнять Внутриконтурное.
4. На залежах в высокопродуктивных пластах следует применять блоковое заводнение (пяти- или трехрядное). Трехрядные блоки эффективны и на пластах со средней продуктивностью и невысокой прерывистостью, а также в случае повышенной вязкости нефти. Высокопродуктивные пласты обычно характеризуются высокой прерывистостью и расчлененностью. При наличии плотных разделов в разрезе изменчивость проницаемости небольшая. На Участках, где в процессе бурения выявлена ухудшенная продуктивность или повышенная прерывистость, метод может быть усилен за счет очагов заводнения или дополнительного разрезания на блоки меньших размеров.
79
5. Блоковое заводнение отличается повышенной мобильностью, т. е. возможностью усиления метода заводнения, вплоть до перехода к площадному заводнению, поэтому даже для низкопродуктивных коллекторов в начальной стадии разработки можно применять трехрядные блоки с последующим переходом на площадную или избирательную систему.
6. Наиболее благоприятные условия для применения площадного заводнения — низкопродуктивные пласты с невысокой изменчивостью фильтрационных параметров, неньютоновские свойства нефтей, разбитость пласта на мелкие блоки. В случае повышенной прерывистости (Кк < 0,7) и высокой изменчивости продуктивности следует применять избирательное заводнение. При высокой расчлененности разреза и наличии низкопродуктивных пластов, предпочтение следует отдавать однорядному заводнению, которое позволяет организовать раздельную закачку по разрезу. С этих позиций применение площадных систем менее целесообразно.
7. При выборе вида площадных систем необходимо учитывать число объектов разработки на месторождении и возможности последующего уплотнения сетки скважин.
8. Площадное заводнение — наименее приспособлено для регулирования. Выход из строя скважин приводит к нарушению геометрии ячеек и усиливает проявление неоднородности пластов. Площадное заводнение следует применять при низких фильтрационных свойствах пластов, в случае вариации продуктивности разреза до 50...60 %.
В табл. 2.8 [19] приведены критерии выбора методов заводнения в зависимости от геолого-физических особенностей продуктивных пластов и свойств нефти.
Выбор систем разработки новых месторождений в карбонатных коллекторах определяется их геологическими особенностями, основные из них следующие:
1. Залежи нефти в карбонатных коллекторах часто имеют пла-стово-массивное строение. В отличие от залежей пластового типа число залежей в разрезе, как правило увеличивается, они между собой гидродинамически разобщены, прослои существенно отличаются по фильтрационным параметрам. В них отмечается увеличение вязкости нефти от кровли к подошве пласта.
2. Более высокая микро- и макронеоднородность по сравнению с терригенными коллекторами.
80
У
Коэффициен Коэффициен Соотношени воды Вариация пр Коэффициен т/(суг МПа] Ширина зале Я
ч о о ч »
расчлене воздейств ВЯЗКОСТИ дуктивно продуют п> "§ 1 "О Е
X s X Q ю
X 0 X
о •е- « о
ч
S S 0^ S
я
V V Л
о _- о Площадные
-J о 0
V Л о V о О\ О Л о V Однорядные избирательные с раздельной
закачкой по пластам
V u> Л 0 Л а\ 0 К) о V ?>. Трехрядные избирательные с раздельной

0 закачкой по пластам
V о V о о V Трехрядные в сочета- 1
о 0\ о нии с очаговыми g
о о
V д OJ о о к а g
"-J о V Трехрядные ж X
0 о S
а
V д V
_о 0 U) о 0 о Пятирядные
Л о Л V к> Л Законтурные в сочета-
^ о о нии с очаговыми
V Л V
"-J о о Законтурные
"О
п
тз
S S
со
Е 3\ о т> ш
н
о я
1
о
о я
ы
к
I
Я
м
Н
I
S
3. Наибольшая вероятность отсутствия активной связи с законтурной областью.
4. Развитая система трещин, за счет которых при повышенных давлениях нагнетания и пластовом могут существенно изменяться фильтрационные свойства пласта, усиливаться проницаемостная неоднородность и появляться определенная направленность трещин.
В соответствии с перечисленными особенностями должен решаться и вопрос о выборе систем разработки залежей в карбонатных коллекторах. Учитывая отсутствие или затрудненную гидродинамическую связь пластов с законтурной областью, следует применять внутриконтурные методы нагнетания. Для однопластовых объектов можно использовать трехрядные и площадные системы; для многопластовых предпочтение следует отдавать трехрядным или однорядным системам (в зависимости от их продуктивности). В многопластовых объектах линейные методы нагнетания более гибки, чем площадные, так как дают возможность организовать отдельную закачку в каждый пласт. Для линейных систем заводнения местоположение рядов нагнетательных скважин необходимо выбирать в соответствии с преимущественной ориентацией трещин в пласте.
Таким образом, в настоящее время нет универсальных систем заводнения. Они должны выбираться исходя из конкретных геологических условий.
В нефтепромысловой практике весь период разработки месторождения (площади) подразделяется на четыре стадии [40].
Первая стадия — освоение эксплуатационного объекта. Она характеризуется непрерывным повышением уровня добычи нефти и жидкости благодаря разбуриванию скважин и освоению системы поддержания пластового давления.
Вторая стадия — поддержание достигнутого наибольшего уровня добычи нефти; ей свойственна относительно стабильная высокая добыча нефти и нарастание обводненности продукции за счет дальнейшего разбуривания эксплуатационного объекта и усиления системы заводнения пластов.
Третья стадия — значительное снижение добычи нефти. Она отличается высокой обводненностью продукции, снижением добычи нефти, выбытием части скважин из действующего фонда. На этой стадии осуществляется переход к механизированному способу добычи нефти.
Четвертая стадия — завершение разработки эксплуатационного объекта. Эта стадия характеризуется низкими и медленно снижа-
82
щимися уровнями добычи, высокой обводненностью добываемой одукции, массовым выбытием скважин из действующего фонда.
Первые три стадии, в течение которых сохраняются относительно высокие темпы отбора начальных извлекаемых запасов нефти и отбирается наибольшая их доля, образуют основной период разработки.
Характеристики стадий разработки Ромашкинского месторождения по площадям приведены в работе [64]. Продолжительность первой стадии по объектам колеблется от 4 до 15 лет. На этой стадии отобрано от 11,0 % (Альметьевская) до 41,4 % (Южно-Ромаш-кинская) извлекаемых запасов нефти. Продолжительность второй стадии 2...8 лет, с добычей от 11,5 % (Западно-Лениногорская) до 35,8 % (Чишминская площадь) извлекаемых запасов нефти. За первую и вторую стадии, т. е. до начала падения добычи, отобрано от 33,5 % (Южная) до 62,6 % (Восточно-Сулеевская) запасов. По 11 площадям степень использования запасов в период этих двух стадий превышает 50 %, в результате высоких темпов отбора во второй стадии в течение короткого времени или длительного сохранения умеренного темпа.
В основном периоде разработки особое место занимает третья стадия. Продолжительность ее составляет 7... 13 лет; за этот период извлекается от 17,6 % (Восточно-Сулеевская площадь) до 39,9 % (Азнакаевская площадь) запасов нефти. Продолжительность третьей стадии и среднегодовое падение добычи во многом предопределяются предшествующими показателями разработки и в первую очередь степенью использования запасов к началу снижения добычи. Если при отборе до начала падения 50 % и более извлекаемых запасов продолжительность третьей стадии составляет 7...8 лет, то добыча за указанный период менее 40 % запасов приводит к увеличению продолжительности третьей стадии до 13 лет.
На первой стадии интенсивность системы разработки изменяется от 0,064 (Южная площадь) до 0,369 (Сармановская площадь). На второй стадии происходит дальнейший ее рост. Так, к концу второй стадии интенсивность системы разработки по Западно-Лениногорской площади увеличивается по сравнению с первой в 1,26, по Чишминской — 1,88 раза.
К концу основного периода интенсивность системы разработки по отдельным площадям может оставаться постоянной (Зай-Кара-тайская, Северо-Альметьевская, Восточно-Сулеевская, Алькеевская, Ташлиярская, Зеленогорская), снижаться (Абдрахмановская, Юж-
6*-4654
но-Ромашкинская, Куакбашская, Миннибаевская и Павловская) или увеличиваться (Западно-Лениногорская, Альметьевская, Березовская, Чишминская, Азнакаевская и Восточно-Лениногорская). Среднегодовое падение добычи нефти в третьей стадии возрастает с увеличением интенсивности системы разработки к концу второй стадии. Если при интенсивности системы разработки менее 0,44 среднегодовое падение добычи нефти составляет не более 12 %, то ее увеличение до 0,55 приводит к росту среднегодового падения добычи нефти в третьей стадии до 25 %. Высокая интенсивность системы разработки, достигнутая к концу второй стадии, неизбежно приводит к быстрому падению добычи нефти в третьей, хотя осуществляемая система на таких объектах достаточно эффективна и обеспечивает достижение запроектированного коэффициента нефтеотдачи.
Общая продолжительность основного периода разработки составляет по площадям 17...28 лет. Среднегодовые темпы разработки 2,7...4,7 %, т. е. меньше, чем максимальные. За три стадии разработки добыто от 68,8 % (Зай-Каратайская) до 87,6 % (Чишминская) начальных извлекаемых запасов нефти, в том числе по восьми площадям более 80 % [64].
В работе [63] приводятся данные по обводненности добываемой продукции на Ромашкинском месторождении по стадиям разработки. Обводненность к концу первой стадии по месторождениям Татарстана изменяется от 2,5 до 12,5 %, к концу второй стадии она возрастает от 19 до 58 %. На Ромашкинском месторождении темпы обводнения за этот период возрастают до 2,2...7,7 % в год. К концу третьей стадии обводненность увеличивается от 62 до 89,8 %. В завершающей стадии разработки по девонским месторождениям она составляет 86,7.. .90,7 %.
На характер динамики обводнения подавляющее влияние оказывают расчлененность и распределение начальных извлекаемых запасов между пластами эксплуатационного объекта.
Темп отбора жидкости по площадям из года в год увеличивается и в конце первой и второй стадий отличается в 1,5 раза. В третьей стадии отбор жидкости по одним площадям практически сохраняется постоянным, по другим — значительно возрастает, по третьим — снижается. К концу основного периода темп отбора жидкости по площадям составляет 120... 140 % темпа конца второй стадии [64].
Эффективность осуществляемой системы разработки объекта во многом зависит от динамики добычи жидкости в третьей стадии —
84
пинамики относительной средней добычи жидкости <7ср в третьей
стадии, т. е. отношения среднего отбора жидкости к отбору ее в год максимальной добычи нефти. По изменению разделить на три группы. Для площадей первой группы (Южно-Ромашкинская, Миннибаевская, Чишминская, Ташлиярская, Азна-каевская и Павловская) характерно сохранение отбора жидкости в третьей стадии примерно на том уровне, который был достигнут в год максимальной добычи нефти qKp= 0,96... 1,10. Вторая группа
объектов отличается тем, что отбор в третьей стадии возрастает до q = 1,11...1,3 6 (Западно-Лениногорская, Зай-Каратайская, Аль-
метьевская, Восточно-Сулеевская, Алькеевская и Зеленогорская площади). По объектам третьей группы весь основной период разработки, особенно третья стадия, характеризуется интенсивным наращиванием отбора жидкости qcp> 1,54 (Абдрахмановская и
Восточно-Лениногорская площади).
В настоящее время многие крупные нефтяные месторождения России (Ромашкинское, Туймазинское, Самотлорское и др.) долгое время по рейтингу бывшие в числе первых, находятся на поздней и завершающих стадиях разработки. Выработка извлекаемых запасов по ним достигает 70...90 % и более. Несмотря на то, что в течение завершающей стадии добывается всего лишь 20 % извлекаемых запасов, именно в этот период приходится решать многие технологические проблемы для достижения проектной нефтеотдачи пластов.
2.2. Методы регулирования процесса разработки нефтяных месторождений заводнением
Особенности геологического строения, характер и динамика выработки запасов нефти и обводнения добываемой продукции требуют постоянного контроля, регулирования и совершенствования гидродинамических методов разработки в целях эффективного воздействия на оставшуюся в пластах нефть.
Обобщенное понятие регулирования процессов разработки определяется как «целенаправленное управление движением жидкостей в пласте для обеспечения запланированной добычи нефти, Улучшения технико-экономических показателей разработки за счет
85
сокращения добычи попутной воды и рабочего агента для вытеснения нефти, создания условий для долговременной эксплуатации скважин и достижения максимальной экономически допустимой нефтеотдачи» [70].
Для систематизации и анализа эффективности гидродинамические методы воздействия на продуктивные пласты подразделяются на две группы [65]:
1. Методы гидродинамического воздействия, осуществляемые только через изменение режимов работы скважин, направленные на вовлечение в активную разработку слабодренируемых запасов, и объединенные названием «нестационарное заводнение».
Эти методы предполагают осуществление воздействия через систему нагнетательных скважин путем:
— повышения-снижения давления нагнетания;
— циклического заводнения, т. е. импульсного снижения (прекращения) закачки воды;
— перераспределения расходов по группам нагнетательных скважин (перемены направлений фильтрационных потоков);
— одновременно-раздельной закачки воды в разные пласты через одну скважину;
— избирательной закачки воды в низкопроницаемые пропласт-ки и пласты.
По добывающим скважинам воздействие осуществляется путем:
— изменения отборов жидкости в целом по объекту разработки, отдельному пласту, блоку, зоне, участку или группе добывающих скважин;
— форсированного отбора жидкости из групп скважин или из отдельных скважин данного участка, зоны, блока;
— периодической (временной) остановки и пуска группы скважин или отдельных скважин;
— одновременно-раздельной эксплуатации скважин в многопластовых объектах;
— оптимизации перепадов давления между пластовым и забойным давлениями;
— многообъемного внутрипластового воздействия по ограничению водопритоков (изоляционные работы);
-— системной обработки призабойной зоны скважин.
2. Методы, направленные на вовлечение в разработку ранее не дренируемых или слабодренируемых запасов (участков, зон и про-пластков) неоднородного прерывистого пласта. Они отличаются
86
льщим разнообразием по технологии воздействия на пласты и енью влияния на технико-экономические показатели разработ-Эти методы предполагают применение различных технологий овершенствования системы заводнения: перенос фронта нагнетания воды; организация дополнительных нагнетательных рядов; очагов закачки воды; внедрение различных модификаций внутрикон-турного заводнения для различных геологических условий и вовлечение в разработку запасов нефти путем бурения дополнительных скважин; разукрупнения объектов разработки; выделение зон и полей самостоятельной разработки.
Как видно из приведенных определений, гидродинамические методы регулирования разработки включают огромный комплекс работ, выполняемых на месторождениях нефти и газа в процессе их разработки.
Основной принцип регулирования разработки — целенаправленное управление движением флюидов в пласте в различных стадиях разработки — имеет определенные и более конкретные задачи. В начальных стадиях разработки основная задача регулирования — достижение максимальных темпов отбора нефти и обеспечение возможно длительного периода стабильной добычи нефти, а в поздней стадии —• замедление темпа падения добычи и достижение утвержденного коэффициента нефтеизвлечения с наименьшими затратами, с применением методов ПНП, на основе увеличения охвата пластов воздействием.
Рост обводненности добываемой жидкости, снижение уровня и увеличение себестоимости добычи нефти, сопровождающиеся в поздней стадии уменьшением действующего фонда скважин, ухудшением структуры запасов нефти, особенно для расчлененных, неоднородных объектов разработки, усложняют процесс регулирования. Основными направлениями регулирования в поздней стадии являются:
— ввод всех утвержденных запасов нефти в основную разработку;
— стабилизация и обеспечение рентабельной добычи нефти при оптимальных темпах отбора жидкости и закачки воды;
— достижение максимально возможного коэффициента нефтеотдачи пластов на месторождениях при минимальных затратах.
На месторождениях Татарстана применяется очень широкий спектр гидродинамических методов регулирования разработки, осуществляемых как в рамках принятой системы разработки (оптимизация режимов работы добывающих и нагнетательных сква-
87
жин, бурении скважин-дублеров), так и с изменением системы разработки (совершенствование систем заводнения, бурение дополнительных добывающих скважин) [71].
Методы регулирования в рамках принятой системы разработки направлены, в основном, на повышение эффективности выработки активных запасов нефти, содержащихся в песчаных пластах 1-й группы, а с изменением системы разработки — на ввод в активную разработку запасов нефти слабопроницаемых коллекторов 2-й и 3-й групп и отдельных песчаных линз, вскрытых 1 . .3 скважинами.
В связи с многопластовостью объекта разработки и неоднородностью коллекторов на отдельных скважинах поэтапно проводятся различные методы гидродинамического воздействия. Основными гидродинамическими методами регулирования разработки являются:
— перевод скважин из одной категории в другую по назначению на различное по продолжительности время (из добывающих в нагнетательные и наоборот, а также перевод скважин в категорию контрольных, пьезометрических или консервацию на время нерентабельной эксплуатации);
— отключение из эксплуатации скважин или из разработки пластов после полного обводнения и выработки запасов нефти;
— оптимизация отборов и закачки воды по отдельным скважинам или пластам;
— бурение скважин-дублеров взамен ликвидированных скважин для выработки оставшихся запасов нефти;
— совершенствование системы заводнения;
— бурение дополнительных добывающих скважин.
Результаты применения повышенных давлений на линии нагнетания, близких к горным, на Бавлинском месторождении, Абдрахма-новской и других площадях Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений показали, что с увеличением депрессии на пласт происходит увеличение работающей толщины и коэффициента гидропро-водности пласта за счет ослабления структурно-механических свойств нефти в малопроницаемых прогшастках [72, 73]. Среднее увеличение работающей толщины пласта при росте давления с 11 до 15 МПа составило 22,1 %. Перевод на повышенное давление закачки воды позволил довести накопленный объем добычи нефти по Ромашкинскому месторождению на начало 1980 г. до 160 млн т. При этом выявлены следующие особенности применения этого метода [73]:
1) при повышении давления нагнетания до 0,8...0,9 горного (23...25 МПа) происходит вовлечение в работу менее продуктив-
IX пропластков, однако пласты с проницаемостью менее 0,3 мкм3 а ромашкинском месторождении при этом не включаются в активную разработку;
2) с повышением давления нагнетания выше горного коэффициент охвата по толщине пласта увеличивается незначительно или остается на постоянном уровне при более интенсивном обводнении добываемой продукции;
3) с увеличением толщины заводняемого пласта коэффициент охвата уменьшается, так как с повышением давления поглощение воды увеличивается, главным образом за счет роста приемистости интервалов с лучшими коллекторскими свойствами;
4) ограничивающим фактором повышения давления является разрыв пласта, приводящий к образованию трещин и ухудшению условий для вытеснения нефти закачиваемой водой.
Улучшение вытеснения нефти с высокой вязкостью (ц,н = 100... 300 мПа-с) только за счет повышения давления сопряжено с большими трудностями, в пласте с проницаемостью 0,308 мкм2 необходимо создать давление 30 МПа, чтобы коэффициент нефтеотдачи был равен 0,5 [74]. Этим можно объяснить наиболее контрастное проявление фактора давления нагнетания на обводненных месторождениях с высоковязкой нефтью. На Ново-Хазинском и Арлан-ском месторождениях, где цн > 50 мПа-с, при текущей нефтеотдаче 10... 17 % содержание воды в добываемой продукции составило 68...72 %, что указывает на небольшой охват объекта разработки нефтевытеснением [75, 76]. Данная особенность заводнения характерна для большинства месторождений с неоднородными пластами. В юрских отложениях месторождения Узень, в горизонтах XIII— XVIII с толщиной пластов от 13 до 61 м, при обводнении 93 % фонда добывающих скважин нефтеотдача составила всего 9 % [75]. На Самотлорском месторождении по основному пласту БВ8 коэффициент охвата заводнением, при обводненности добываемой продукции 65...70 % составляет всего 0,21. На поздней стадии разработки нефтяных месторождений низкая эффективность применения повышенных давлений нагнетания воды связана с образованием высокопроницаемых промытых зон, по которым фильтруется основная масса воды, не оказывая положительного влияния на выработку малопроницаемых нефтесодержащих пропластков.
В работе [19] установлено, что зависимость приемистости от Давления имеет нелинейный характер — темп прироста приемистости больше темпа увеличения давления. При увеличении перепада
89
давлений примерно в 1,5 раза расход воды увеличивается в 2,0...2,5 раза и более. Исследования на неустановившихся режимах также подтвердили изменение проницаемости (точнее, проводимости kh) коллектора в зависимости от давления нагнетания, что объясняется наличием естественных трещин, которые раскрываются при достижении определенного критического давления — до 5 МПа на устье или 20 МПа на забое (50 % от вертикального горного). Нагнетательные скважины, в призабойной зоне которых в пласте имелись естественные трещины, сравнительно легко осваиваются и долго работают без затухания приемистости. Скважины, в которых естественные трещины отсутствуют или слабо развиты, осваиваются с трудом и работают с быстрым затуханием приемистости. С увеличением давления нагнетания изменяется не только приемистость, но и толщина пласта, принимающая воду в нагнетательных скважинах.
При исследовании факторов, определяющих охват по толщине в нагнетательных скважинах, выявилась неоднозначная роль пластового давления в зоне нагнетания. При давлениях нагнетания до 8,0 МПа на устье с уменьшением пластового давления охват по толщине увеличивается. В интервале давлений нагнетания 8,0... 10,0 МПа пластовое давление практически не оказывает существенного влияния на охват. И, наконец, при давлении нагнетания выше 10,0 МПа более высокий охват отмечается при большем пластовом давлении.
В работе [77] дана зависимость коэффициента охвата от пластового давления в зоне нагнетания при различных давлениях закачки для нескольких пластов. Охват вытеснением р„ можно выразить общей зависимостью:
Р^А-^-В,., (2.1)
где А, Ъ и В — коэффициенты, т. е. в определенных условиях увеличение пластового давления в зоне нагнетания может привести к снижению охвата вытеснением.
В разрезе скважины могут быть три сочетания пластов по проницаемости (продуктивности): только высокопроницаемые, высоко- и малопроницаемые, только малопроницаемые. Проблема обеспечения эффективного нагнетания воды возникает во втором и третьем случаях. Если нагнетание воды проводится совместно в мало- и высокопроницаемые пласты, при повышении давления нагнетания характер приемистости высокопроницаемых пластов остается практически таким же, как и при раздельной закачке, т. е.
90
оиемистость нелинейно увеличивается до 1300... 1500 м3/сут при влении на устье 20,0...25,0 МПа. Однако это резко ухудшает ус-повия вовлечения в разработку малопроницаемых коллекторов: с ояной стороны, из-за взаимовлияния пластов, с другой — из-за увеличения гидравлических потерь давления в трубах в связи с нелинейным увеличением приемистости высокопроницаемых пород, работающая толщина объекта закачки в целом не превышает 50..-55 % перфорированной, поскольку остаются неосвоенными под закачку 15. ..25 % малопродуктивных пластов.
Когда скважиной вскрыты только малопродуктивные коллекторы, повышение давления на устье приводит практически к равнозначному росту забойного давления, поскольку приемистость скважины и гидравлические потери давления на трение в трубах малы. Отсутствует также отрицательный эффект взаимовлияния пластов. Поэтому они начинают принимать воду при давлении на устье порядка 20,0...30,0 МПа, что обеспечивает близкое к вертикальному горному (37,0...42,0 МПа) забойное давление нагнетания. Если проницаемость малопродуктивного пласта составляет 20 % и ниже максимальной для объекта, он может быть освоен под закачку только через самостоятельные скважины даже при существенном повышении давления нагнетания [64]. При существующих давлениях на устье (10,0... 15,0 МПа) не удается освоить под закачку даже пласты с проницаемостью в диапазоне 25...55 % максимальной.
Обобщенные результаты практической реализации метода на примере Ромашкинского месторождения по данным ОАО "Татнефть" показывают, что благодаря повышению давления нагнетания (увеличению числа нагнетательных скважин, работающих при повышенном давлении) накопленные объемы прироста закачки воды и добычи нефти продолжают увеличиваться, но при этом замедляются темпы роста вовлечения в разработку запасов нефти в малопродуктивных пластах. Это является косвенным доказательством необходимости одновременного совершенствования системы воздействия, без которого повышение давления нагнетания будет приводить лишь к интенсификации вытеснения вовлеченных в разработку запасов. Наиболее эффективно повышение давления нагнетания для выработки запасов нефти относительно малопроницаемых пластов.
По результатам анализа материалов исследования скважин глубинными расходомерами за 1968—1984 гг. (в среднем по 157 скважин в год) при увеличении давления нагнетания на устье с 10,4
91
до 14,1 МПа средняя работающая толщина увеличилась с 4,4 до 5,5 м на скважину, число работающих пластовых пересечений —• с 1,4 д0 1,6 (при диапазоне с 1,08...1,88 до 1,18...2,12) [64].
Повышение давления нагнетания в неоднородных по продуктивности пластах при различии продуктивности более чем в 2.. .3 раза при совместном нагнетании воды в нагнетательные скважины не обеспечивает поступления ее по всему разрезу. В этом случае необходимо определить давление нагнетания раздельно для низко- и высокопродуктивных пластов и с учетом экономических показателей определить возможность организации раздельного заводнения под различным давлением нагнетания для пластов в объекте разработки.
Пластовое давление в зоне разработки в терригенных коллекторах не следует повышать выше начального более чем на 10... 15 %, в карбонатных оно не должно превышать начальное во избежание резкого увеличения раскрытое™ трещин и снижения охвата заводнением.
Исследования влияния давления нагнетания на охват пластов заводнением показали, что охват вытеснением по толщине уменьшается с увеличением вскрываемой перфорацией толщины и числа перфорированных пластов (табл. 2.9) [78].
Таблица 2 9
Распределение скважин по числу работающих пропластков пласта при разном количестве перфорированных пластов
Число перфорированных пластов Количество скважин (%) при числе работающих пропластков пласта
1 2 3 4 5 6
2 51,6 48,4 — — — —
3 44,6 39,1 16,3 — — —
4 30,0 40,0 24,4 5,6 — —
5 15,8 26,4 44,7 10,5 2,6 —
6 15,4 46,0 15,4 15,4 7,8 —
Повышение давления нагнетания при совместной закачке воды в многопластовые объекты приводит к расширению интервала приемистости работающих пластов и вовлечению в разработку новых, нелинейному увеличению приемистости скважин, однако освоить все пласты под закачку не удается даже при давлении нагнетания, превышающем горное.
92
Это объясняется тем, что при совместном вскрытии высоко- и непродуктивных коллектОрОВ не удается создать для последних
еобходимое забойное давление вследствие резкого увеличения идравлических потерь в трубах с ростом приемистости высокопродуктивных пластов [79]. Только в случае раздельного вскрытия скважинах малопродуктивных пластов при давлении нагнетания 20 ..30 МПаудается добиться вовлечения их в работу.
Большое влияние давление нагнетания оказывает на охват процессом вытеснения объема пласта в целом. По промысловым данным увеличение приемистости пласта по его толщине с ростом давления нагнетания связано с двумя процессами:
подключением в работу пластов и прослоев, отделенных от других непроницаемыми разделами и не принимающих воду при более низких давлениях нагнетания (схема слоистого пласта);
расширением интервалов толщины пласта (прослоя), принимавшего воду и при более низких давлениях в достаточно однородном пласте и в одном пласте, представленном прослоями различной проницаемости, но сообщающимися между собой.
При заводнении одного однородного пласта неполный охват в призабойной зоне нагнетательной скважины можно рассматривать как несовершенство скважины по степени вскрытия. При неполном вскрытии однородного пласта на небольшом удалении фронт продвижения воды расширяется вплоть до охвата вытеснением всего пласта от кровли до подошвы. По аналогии в добывающих скважинах в однородном пласте, можно получить приток и из всей толщины пласта, несмотря на неполный охват по толщине в нагнетательных скважинах.
В общем случае, учитывая неоднородность реальных пород-коллекторов в нагнетательных скважинах, нужно стремиться к наиболее полному охвату каждого продуктивного пласта по его толщине. При совместной разработке не сообщающихся между собой пластов и прослоев роль давления нагнетания в охвате всех запасов нефти процессом вытеснения неизмеримо возрастает.
В высокопроницаемых коллекторах это давление близко к гидростатическому. В плотных малопроницаемых коллекторах минимальное давление может выходить за пределы вертикального горного давления.
Минимальные дополнительные запасы нефти, вовлекаемые в Разработку при повышении давления нагнетания, равны запасам, заключенным в изолированных прослоях, не принимавших воду при более низких давлениях нагнетания. При этом все сказанное
93
относительно охвата запасов единичного пласта справедливо и для каждого прослоя слоистого пласта.
Поэтому один из технологических критериев необходимости повышения давления нагнетания — достижение наиболее полного охвата по толщине всех вскрытых продуктивных интервалов в нагнетательных скважинах. Применение высоких давлений на линии нагнетания, как показано в вышеперечисленных работах, не позволяет решить задачу полного охвата неоднородных пластов заводнением вследствие преимущественного движения нефтевытесняюще-го агента (воды) по высокопроницаемым интервалам коллектора.
Форсированный отбор жидкости из пласта — один из методов регулирования заводнения, способствующий повышению эффективности разработки при наличии в залежах запаса пластовой энергии. В водонефтяных зонах для получения эффекта необходимо, чтобы между интервалами перфорации и ВНК были плотные про-пластки. В пластах с относительно однородным разрезом необходимо, чтобы расстояние от нижних отверстий перфорации (НОП) до водонефтяного контакта было не менее 8... 10 м.
В ряде работ отмечается, что форсированный отбор жидкости эффективен и на ранних стадиях обводнения скважин, т. е. в определенных условиях целесообразно начинать форсированный отбор жидкости на обводнившихся участках пластов до вступления месторождения в позднюю стадию разработки [17, 80, 81]. При форсировании для сокращения количества добываемой воды целесообразно изолировать обводнившиеся пропластки, стимулировать приток нефти из необводненных пропластков. При обобщении опыта форсированного отбора жидкости рассматривается возможность увеличения отбора жидкости из скважин только на поздней стадии разработки. Максимальный эффект от форсированного отбора жидкости получен на скважинах с расчлененным разрезом, в котором между нижними отверстиями перфорации и водонефтяным контактом имеются плотные пропластки большой толщины, предопределяющие движение жидкости по напластованию, т. е. в неоднородных пластах. В этих условиях увеличение депрессии способствовало подключению в работу ранее не работавших прослоев. В однородных пластах форсированный отбор жидкости приводит, вследствие конусообразования, к ухудшению показателей разработки. Наибольший эффект будет получен на скважинах, экранированных от водонефтяного контакта глинистыми разделами, выдержанными по площади. В скважинах с относительно однородным
94
пазрезом наибольший эффект от форсирования можно получить, если расстояние от НОП до водонефтяного контакта будет превышать 8 м. Не рекомендуется проводить форсирование в скважинах, если это расстояние менее 8 м, а также в скважинах, расположенных вблизи контура нефтеносности. При этих условиях метод форсированного отбора жидкости позволит с наибольшим эффектом интенсифицировать разработку месторождения и увеличить нефтеотдачу пластов на 2...3 % [19, 82].
Наиболее благоприятны для применения данного метода скважины, в которых процесс обводнения протекал равномерно и характеризовался низкими темпами. Практика эксплуатации обводненных скважин показала, что неэффективно форсировать высокообводненные скважины, потому что они забирают на себя значительную долю пластовой энергии, рабочего агента и этим замедляется разработка нефтенасыщенных частей пласта. Целесообразно обводненную скважину эксплуатировать, не форсируя до высокой обводненности (90 % и выше). Однако анализ работ [40, 75, 81, 83 и др.] и фактических данных по форсированию отбора жидкости из пластов показывает, что в настоящее время отсутствуют критерии применения метода в зависимости от физико-геологических и технологических условий разработки месторождения.
Перенос нагнетания является одним из методов регулирования заводнения. Эффективность его определяется рядом обстоятельств [63].
Во-первых, при переносе закачки воды на обводненные скважины фронт нагнетания приближается к зоне отбора. При приближении фронта нагнетания с 1200 до 600 м повышается темп разработки пласта за счет увеличения среднего дебита скважин на 44 %, а нефтеотдача возрастает на 8,1 %. Имеющая место некоторая потеря запасов нефти в зоне между нагнетательным и первым добывающим рядами из-за неполной промывки до переноса нагнетания, восполняется увеличением нефтеотдачи за счет эффекта приближения нагнетания, которая оказывается в 2 раза выше, чем потери.
Во-вторых, при переносе нагнетания зачастую подключаются в разработку участки продуктивного пласта, экранированные ранее от воздействия нагнетания зонами непроницаемых пород. Анализ показывает, что перенос нагнетания в результате предотвращения экранирования участков в неоднородных пластах повышает охват пластов заводнением, при этом конечная нефтеотдача увеличивается на 5,4 %. Так, по скважинам на которые осуществлен перенос нагнетания, число пластов, принимающих воду, на 3,2 % больше, а
95
работающая толщина на 5,9 % выше, чем по скважинам разрезающих рядов.
В-третьих, перенос нагнетания проводится в основном на промытые пласты. Это обеспечивает более высокую приемистость скважин и улучшает охват пластов заводнением.
В-четвертых, при переносе нагнетания почти всегда действует эффект избирательности, т. е. выбора под нагнетание лучшей по продуктивности скважины. Принцип выбора скважин для переноса нагнетания аналогичен принципу выбора очаговых скважин. Только здесь основное значение имеет степень заводнения продуктив-fioro пласта. Однако случаев выбора лучшей скважины здесь значительно меньше, чем при освоении очаговых скважин.
На Ромашкинском месторождении перенос нагнетания осуществлен на 428 скважинах, т. е. 10 % отключенного из разработ-JCH фонда. Перенос нагнетания в большинстве случаев не требует значительных капиталовложений, так как при этом, как правило, реконструкция КПС не проводится, а прокладываются только но-рые водоводы. Новые скважины в этом случае не бурятся, а для заводнения используются выполнившие свое назначение добы-рающие скважины, в большинстве случаев с истекшим сроком амортизации.
Методы искусственного заводнения являются одними из глав-направлений повышения нефтеотдачи пластов, апробирован-
на месторождениях РФ. Регулирование процессов заводнения ключом эффективного использования гидродинамических ^етодов в сложнопостроенных, нефтеводонасыщенных пластах на ^ачальных стадиях с целью повышения интенсификации добычи 0ефти, а на последующих — для извлечения остаточной нефти из ^ластов с высокой проницаемостной неоднородностью и различ-0ыми физико-химических свойствами насыщающих жидкостей. рЛножество методов регулирования разработками нефтяных объек-fOB заводнением определяется геолого-физическими условиями за-родняемых пластов.
Как следует из вышеприведенных данных, полный охват пластов заводнением и конечная нефтеотдача резко снижаются при усилении степени геологической неоднородности разрабатываемых объектов. В неоднородных пластах нагнетаемая вода прорывается к добывающим скважинам по высокопроницаемым слоям и зонам, оставляя невытесненной нефть в малопроницаемых слоях, участках,
Таблица! \0
Условия применения гидродинамических методов регулирования процессов заводнения
неоднородных продуктивных пластов
Наименование метода Принцип действия метода на увеличение охвата заводнением Условие надежного применения метода в зависимости от обводненности добываемой продукции, % Недостатки метода
Повышение давления нагнетания Увеличение градиента давления до 75. ..85 Ограниченная возможность установленных мощностей для полного охвата пластов
Изменение направления потоков Повышение охвата дренированием до 75 ..85 Использование метода только на отдельных участках месторождения (локальность)
Циклическая закачка и отбор Изменение градиента пластового давления 70 ..80 Низкая эффективность в высокообводненных пластах на поздней стадии разработки
Форсирование отбора жидкости из пласта Увеличение градиента давления 75 80 Ограниченность применения
Выделение пластов в отдельный объект разработки по коллекторским свойствам Уменьшение влияния неоднородности пластов не ограничены Применение метода только в лито-логически неоднородных пластах
Уплотнение сетки скважин Увеличение градиента давления, перенос фронта вытеснения, интенсификация отбора жидкости из пласта и др не более 80. 90 Высокая стоимость работ, быстрое продвижение фронта вытеснения, приводящее к сокращению периода эксплуатации скважин
зонах. Современные методы регулирования заводнением объектов основанные на гидродинамическом воздействии на пласт, способствуют увеличению охвата заводнением не вовлеченных в разработку участков. Однако они эффективны лишь в определенных физико-геологических условиях, т. е. не обладают универсальностью и не обеспечивают полный охват пласта заводнением в условиях высокой обводненности добываемой продукции (табл. 2.10). На поздних стадиях разработки пластов влияние этого фактора является превалирующим вследствие образования промытых зон, по которым фильтруется основной объем нефтевытесняющего агента, не оказывая влияния на менее проницаемые нефтенасыщенные про-пластки. Этим можно объяснить невысокие значения коэффициента нефтеотдачи при современных методах заводнения, которые не превышают 0,3...0,5 от балансовых запасов, что указывает на ограниченность возможности регулирования заводнением в сложнопо-строенных неоднородных пластах.
Таким образом, одним из главных условий дальнейшего повышения эффективности заводнения объектов разработки на поздней стадии является ограничение движения воды по каналам с низким фильтрационным сопротивлением, что позволит более полно охватить пласт воздействием.
2.2.1. Нестационарное заводнение в неоднородных коллекторах
Эффективность различных технологий нестационарного заводнения, в том числе с изменением направления фильтрационных потоков, импульсного воздействия на неоднородные пласты при разработке месторождений с заводнением отмечалась многочисленными авторами [70, 71, 84—86]. Физическая сущность нестационарного заводнения заключается в изменении направления фильтрационных потоков в пласте, что приводит к повышению охвата пластов заводнением и увеличению конечной нефтеотдачи пластов.
В работах [81, 87] приводится классификация видов нестационарного заводнения, являющихся элементами комплексного гидродинамического воздействия на пласт:
1. Отключение обводнившихся скважин (снижение отборов жидкости по ним), в результате чего происходят рост пластового давления, перераспределение градиентов давления по простиранию
98
ласта, соответствующая интенсификация градиентов в окрестно-и работающих необводненных скважин и как следствие — при-ост добычи нефти, снижение обводненности продукции [88].
2 Увеличение расхода нагнетаемой воды по отдельным груп-пам скважин для повышения градиентов давления в направлениях, где имеется невытесненная нефть. Сам метод воздействия — попеременное форсирование закачки — является также методом изменения направлений фильтрационных потоков [89, 90].
3. Увеличение градиентов давления в окрестности добывающих скважин путем снижения забойных давлений (форсирование отборов). Форсирование отборов вызывает рост характерной скорости фильтрации, что приводит к увеличению охвата пластов заводнением, особенно, в пластах с вертикальной неоднородностью.
В случае существенных гравитационных проявлений и при условии, что высокопроницаемые обводненные слои расположены в нижней части пласта, увеличение скорости фильтрации также уменьшает относительную долю неблагоприятных перетоков воды вниз. По той же причине может быть целесообразным форсирование отбора из водонефтяных зон пласта [91].
4. Рациональное снижение скорости фильтрации для интенсификации межслойного обмена фазами в пластах, где существенны капиллярные и гравитационные силы (в последнем случае, при условии «верхнего» расположения высокопроницаемых слоев [92]), а нефтенасыщенный объем в области работающих скважин, тем заметнее могут быть прирост добычи нефти и снижение обводненности продукции. С другой стороны, чем раньше (по обводненности) начато регулирование отборов, тем рациональнее организуется процесс нефтеизвлечения в целом.
5. Периодическое снижение (прекращение) закачки как способ реализации упругих проявлений в пласте. При этом в «каналах» высокой обводненности давление падает быстрее, чем в малопроницаемых нефтенасыщенных слоях, зонах, блоках. В результате в каждом цикле имеют место кратковременное уменьшение притока к добывающим скважинам со стороны обводненных зон и некоторое увеличение притока со стороны нефтенасыщенных зон [90].
6. Снижение пластового давления до давления насыщения для разгазирования оставшейся в обводненном пласте нефти и уменьшения остаточной нефтенасыщенности при последующей «вы-Держке» пласта и вытеснении газированной смеси водой [64, 92].
7* -4654 99
7. Периодическое повышение давления нагнетания сверх крц„ тического при заводнении пластов, где проницаемость зависит от давления, для увеличения приемистости пласта и охвата его завод, нением по толщине [81].
8. Комплексное нестационарное воздействие, в общем, может включить в себя все указанные элементы. Оно реализуется в системном уменьшении и форсировании отборов жидкости из добывающих скважин различной обводненности, в перераспределении пониженных давлений или пониженных расходов между различными выбранными группами нагнетательных скважин. При этом давления при необходимости могут повышаться до сверхкритических и снижаться до давлений насыщения; скорости фильтрации могут снижаться до значений, обеспечивающих оптимальный режим капиллярной пропитки и гравитационной сегрегации или, наоборот, возрастать до величин, делающих несущественными неблагоприятным межслойный обмен фазами.
Выбор конкретного вида нестационарного воздействия на пласт определяется, очевидно, всей совокупностью геолого-физических и технологических условий, а также техническими ограничениями при разработке месторождения.
Периодические ограничения объемов нагнетаемой в пласт воды (частный случай циклического заводнения) способствуют сокращению объемов попутно добываемой воды и повышению охвата заводнением на пластах с повышенной изменчивостью фильтрационных параметров и высокой трещиноватостью [19].
Полное прекращение закачки на поздней стадии разработки определяется в первую очередь созданием запасов пластовой энергии в процессе предшествующей разработки с заводнением. Большой запас энергии чаще создается при законтурном заводнении. В этих условиях прекращение закачки позволяет длительное время поддерживать высокие депрессии в добывающих скважинах при снижающихся забойных давлениях и сопровождается значительным сокращением добычи попутной воды. В первую очередь эффективность разработки повышается на высоко- и среднепродуктивных участках за счет быстрого восполнения пластовой энергии из законтурной зоны.
Одним из перспективных методов нестационарного заводнения является метод циклического упругого воздействия на многопластовые системы с переменой направления фильтрационных потоков. Этот метод позволяет повысить охват пластов воздействием за счет вовлечения в активную разработку запасов нефти низкопроницаемой части пласта, а также понизить обводненность продукции [94].
100
циклическом упругом воздействии на неоднородные по оницаемости и послойно заводненные пласты создается упругий ежим фильтрации жидкости, при котором на поверхности контак-незаводненных низкопроницаемых и заводненных высокопро-нидаемых пластов возникает гидродинамический градиент давления, направленный по нормали к поверхности контакта [17].
В работе [94] приведены результаты численного моделирования процессов фильтрации, возникающих при циклическом упругом воздействии в многопластовой системе. На рис. 2.1 показано распределение давления при стационарном режиме работы скважины [94]. На рис. 2.2 показано распределение поля давления в низкопроницаемом пласте в разные моменты времени при периодическом изменении давления на контуре питания добывающей скважины. Упругое воздействие распространяется с разной скоростью в высоко- и низкопроницаемых пластах. Поэтому между пластами возникает перепад давления, что является необходимым условием для перетока жидкости из одного пласта в другой. При повышении
Полупроницаемая перемычка
04 0.6
Расстояние, отн. ед.
Рис. 2.1. Распределение давления Р,, Р2 в пластах 1 и 2 в начальный момент времени
101
0,2
0,4 0,6
Расстояние, отн. ед.
0,8
1.0
Рис. 2.2. Зависимость распределения полей давления и перепадов
межпластовых давлений от времени при циклическом упругом воздействии
на контур питания добывающей скважины:
изменение давлений 1—10 за время 'i—/ш
102
ления на контуре питания в пластах возникает поток жидкости, аправленный из высокопроницаемого пласта в низкопроницае-1Й. Перепад давлений с изменением времени достигает максимальной по абсолютному значению величины (кривая 2) и затем уменьшается (кривая 3). Давление на контуре питания при этом принимает максимальное значение (кривая 3). При уменьшении давления на контуре питания в разных частях пластов возникают сначала противоположно направленные потоки жидкости (кривая 4), а затем — поток жидкости, направленный из низкопроницаемого пласта в высокопроницаемый. При дальнейшем понижении давления на контуре питания картина повторяется с точностью до наоборот. Перепад давлений наблюдается вдоль всей протяженности пласта, но максимум его в основном лежит в пределах г' = 0,2, т. е. вблизи добывающей скважины.
Таким образом, периодическое упругое воздействие на контур питания добывающей скважины, вскрывающей два пласта и более с различной проницаемостью, приводит к возникновению межпла-стовых перепадов давления и как следствие этого — к перетокам жидкости между пластами. При повышении давления на контуре питания в пластах возникает поток жидкости, направленный из высокопроницаемого пласта в низкопроницаемый, а при понижении давления — поток жидкости направлен в противоположенную сторону.
С целью повышения эффективности разработки в поздней стадии нефтяных месторождений, характеризующихся неоднородностью и высокой обводненностью разработан усовершенствованный импульсный способ воздействия на пласт [65, 95]. Он представляет комплексную технологию воздействия на продуктивные пласты и включает импульсный способ воздействия на пласт [85, 96], эксплуатацию добывающих скважин с забойным давлением ниже давления насыщения (на уровне оптимальных забойных давлений) [97], закачку вытесняющего агента с чередующимися выдержками.
Сущность усовершенствования заключается в следующем. Участок, пласт или месторождение, разрабатываемые в стационарном режиме с заводнением, переводят на режим импульсного воз-Действия путем чередования периодов отбора жидкости с закачкой вытесняющего агента. В период отбора за счет различия пьезопро-водностей высоко- и низкопроницаемых прослоев пласта первоначальное давление в первом из них снижается быстрее, чем во вто-
103
ром. В результате между прослоями различной проницаемости создается градиент давления, что обусловливает фильтрацию нефти из менее выработанных низкопроницаемых прослоев в высокопроницаемые и по ним к забою добывающих скважин. При этом добывающие скважины эксплуатируются при забойных давлениях ниже давления насыщения (на уровне оптимальных) [98]. Последнее способствует созданию высокого градиента давления между прослоями различной проницаемости за малое время. После снижения пластовое давление повышают до исходного уровня путем остановки добывающих скважин и ввода в эксплуатацию нагнетательных. В данном случае вытесняющий агент закачивают с чередующимися интервалами (5...6 сут закачки и 1 сут выдержки), что ускоряет процесс восстановления пластового давления в низкопроницаемых прослоях и ограничивает отток закачиваемого агента за пределы пласта.
Продолжительность периодов отбора и закачки в циклах определяют путем опытной эксплуатации пласта (участка), снижая и повышая пластовое давление. Степень снижения последнего находят по формуле
bPm=Pl-Pan=*Ph, (22)
где Рп°л , Рт —среднее пластовое давление соответственно в начале и конце периода отбора, МПа; АР — градиент давления, достаточный для обеспечения надежной выработки слабопроницаемых зон пласта (по аналогии с Альметьевской площадью, где разрабатываются слабопроницаемые коллекторы, АР принимают равным 0,35 МПа/м для девонских пластов и 0,6 МПа/м для бобриковских и тульских горизонтов); h — толщина пласта, м.
Использование усовершенствованного импульсного способа в условиях отсутствия отбора жидкости из добывающих скважин позволяет всему объему закачиваемой воды совершить полезную работу по повышению давления в пласте. При традиционных способах воздействия, в том числе и при циклическом, осуществляемом только с помощью нагнетательных скважин, часть закачиваемой воды (до 30 %) по обводненным каналам перекачивается нагнетательными скважинами в добывающие без совершения полезной работы по увеличению пластового давления. Импульсное воздействие на пласт принципиально изменяет технологию разработки нефтяного месторождения. Если стационарное заводнение способствует
104
ытеснению нефти по направлению от нагнетательной скважины к побивающей, т. е. происходит практически двухмерная фильтрация
идКости, при которой вертикальная составляющая потока незначительна, то усовершенствованный импульсный способ воздействия на пласт увеличивает вертикальную фильтрацию В данном случае обводненный высокопроницаемый прослой пласта выполняет функции галереи стока, низкопроницаемый — галереи источника. При вертикальной фильтрации расстояние между галереями значительно сокращается и даже сравнительно небольшие перепады давления (2...3 МПа) между прослоями различной проницаемости (при общей толщине пласта в 5 м) создают высокие градиенты давления (0,4...0,6 МПа/м), которые обеспечивают надежную выработку слабопроницаемых зон пласта. Поскольку при этом нефть вытесняется по вертикали от низкопроницаемого прослоя пласта к высокопроницаемому, расстояние между которыми соизмеримо с общей толщиной продуктивного пласта, охват выработкой является максимальным, обеспечивающим высокий коэффициент нефтеизв-лечения. Согласно работам [98, 99], он на 6... 10 % выше, чем полученный при использовании традиционного циклического способа. На поздней стадии разработки месторождения, когда закачиваемая вода прорывается к забоям добывающих скважин, усовершенствованный импульсный метод воздействия на пласт более эффективен по сравнению с другими гидродинамическими методами заводнения. Опробование технологии было выполнено на участке 9 залежи бобриковского горизонта Абдрахмановской площади Ромашкин-ского месторождения, включающей 2 нагнетательные скв. 17215, 17228 и добывающие скв. 17217, 17218, 17219, 17221, 17340,27853. Было выполнено три цикла воздействия различной продолжительности. Время третьего цикла составило 60 сут.
На рис. 2.3 показана динамика забойного PJ, пластового Рпл Давлений и обводненности продукции В в процессе воздействия на пласт. Из рис. 2.3 видно четкое реагирование забойного и пластового давлений на процессы периодических отборов и закачки вытесняющего агента. При этом Р3 и Рпл изменяются во времени почти одинаково. Указанное свидетельствует о наличии реальной возможности с°здания значительных межслойных градиентов давления для обеспечения вертикальной фильтрации флюида. В результате применения предложенного способа обводненность добываемой продукции снизилась примерно на 20 %, дебит нефти увеличился на 16 %, по Четырем скважинам за 4 мес дополнительно добыто 1280 т нефти.
105
В, % Рпл, Рз, МПа
___ ____ Дата
май июнь июль август сентябрь 1987 1987 1987 1987 1987
Рис. 2.3. Схема импульсного воздействия опытного участка Абдрахмановской площади
На Абдрахмановской площади усовершенствованный импульсный способ с высокой эффективностью применяется длительное время, 397 нагнетательных скважин (91,26 % действующего фонда скважин) находится под циклической закачкой. Циклическое заводнение позволило дополнительно добыть 3141 тыс. т нефти, сократить добычу попутной воды на 3280 тыс. м3 и снизить объем закачки воды на 86,6 млн м3.
Ниже приведена технологическая эффективность циклического заводнения по горизонту Д[ Абдрахмановской площади на 01.01.1995г.
106
Число скважин, находящихся под циклической закачкой
Всего 397 Процент к действующему числу нагнетательных скважин 91,26 Объем циклической закачки, в % к общей закачке 87,1 Дополнительное извлечение нефти с начала внедрения метода, тыс т 3141,2 Снижение добычи попутной воды с начала внедрения метода, тыс т 3280,1 Ограничения закачки воды с начала внедрения метода, тыс т 86596,9 Объем циклической закачки воды на 1 т дополнительно добытой нефти, м3 63,2 Дополнительная добыча нефти на 1 нагнетательную скважину, находящуюся под циклической закачкой, т 7912,0 Уменьшение воды в продукции скважин, находящихся под воздействием циклической закачки, % 1,53
Как известно, наибольший охват остаточных запасов нефти при заводнении с применением гидродинамических методов воздействия возникает при импульсном воздействии [85], когда осуществляются периодическая закачка вытесняющего агента через нагнетательные скважины и периодический отбор продукции из добывающих скважин, т. е. периоды закачки и отбора не совпадают по времени. После цикла закачки следует отбор продукции через добывающие скважины. В результате такого нестационарного заводнения между нефтенасыщенными и заводненными зонами возникают различные по знаку перепады давлений, под действием которых происходит перераспределение жидкостей в неравномерно насыщенном пласте, направленное на выравнивание насыщенностей и устранение капиллярного неравновесия на контакте нефтенасы-шенных и заводненных зон.
Однако в связи с тем, что каждый раз во время закачки вытесняющего агента добывающие скважины не работают, на забое скапливается столб воды, который увеличивается во время закачки вытесняющего агента. В результате этого призабойная зона насыщается водой, что снижает фазовую проницаемость для нефти и увеличивает для воды. Следует отметить и то обстоятельство, что за время закачки вытесняющего агента процесс перераспределения Давления в пропластках не успевает завершиться, особенно в низкопроницаемых зонах пласта, расположенных в непосредственной близости от добывающих скважин. По этой причине при периодической закачке после каждого цикла отбора пластовое давление в Районе расположения добывающих скважин не восстанавливается Д° начального и постепенно снижается.
107
В связи с этим знакопеременные перепады давления в районе расположения добывающих скважин, особенно дренирующих неоднородные пласты, будут недостаточными для выработки нефте-насыщенных зон слабопроницаемых участков и прослоев пластов. Это неизбежно приводит к тому, что в этих пластах охват пластов заводнением снижается, так как вытесняющий агент начинает продвигаться только по наиболее проницаемым прослоям к забоям добывающих скважин, в результате чего наступает быстрое обводнение скважин. Увеличение периода закачки и, соответственно, отбора приводит к снижению частоты цикла колебаний, что отрицательно сказывается на выработке низкопроницаемых коллекторов, так как чем ниже коэффициент пьезопроводности пласта, тем выше должна быть частота цикла.
В работе [65] предложено одновременно с закачкой воды в нагнетательные скважины производить обработку продуктивных пластов добывающих скважин, находящихся в зоне нагнетательных, путем закачки в них гидрофобизующей жидкости при давлении, равном давлению раскрытия трещин, с продолжительностью, равной времени достижения величины начального пластового давления. Рекомендуется обработку вести периодически после каждого резкого повышения обводненности добываемой продукции скважин [97].
Закачиваемая гидрофобизующая жидкость, разработанная в ТатНИПИнефти, состоит из 96.. .98 % битумного дистиллята, 4.. .2 % эмультала и применяется при освоении скважин, выходящих из бурения. При одновременной закачке вытесняющего агента через нагнетательные скважины и гидрофобизующей жидкости через добывающие скважины положительные перепады давления усиливаются за счет создания встречной волны повышенного давления со стороны добывающих скважин, т. е. за счет противодавления [100].
Увеличение репрессии при закачке гидрофобизующей жидкости приводит к увеличению депрессии при отборе, что в конечном итоге способствует более интенсивному, по сравнению с импульсным способом, перераспределению флюидов в неравномерно насыщенном пласте и направлено на устранение капиллярного неравновесия в пласте.
Многократные скачки насыщенностей, возникающие вследствие неравномерного вытеснения нефти водой из неоднородных пластов, создают неравномерное состояние капиллярных сил на контакте зон с разной насыщенностью. Усиление знакопеременных
108
ереггадов давлений между участками (прослоями) разной насы-нНОсти способствует ускорению капиллярной противоточной «опитки водой нефтенасыщенных участков, т. е. быстрому вне-ггрению воды из заводненных участков в нефтенасыщенные по мелким каналам и перетоку нефти из нефтенасыщенных зон в заводненные по крупным поровым каналам. Все это интенсифицирует преодоление капиллярных сил, выравнивание насыщенностей и в целом способствует повышению охвата заводнением неоднородных пластов и увеличению их нефтеотдачи.
Как известно, продуктивные пласты большинства нефтяных пластов обладают зональной и слоистой макронеоднородностью или трещиноватостью. Поэтому, естественно, при любой сетке скважин (точнее при любом характере их размещения по структуре) начальные градиенты давлений по площади месторождения не будут иметь одинаковых значений. В результате на отдельных участках пласта могут образоваться относительно слабодренируемые (застойные) зоны пласта, из которых нефть практически не извлекается.
В частности, зоны слабой дренируемое™ пласта могут возникнуть между двумя искусственно образованными линиями (фронтами) нагнетаемой воды, стягивающимися в центральной части пласта. Особенно велика вероятность возникновения такой обстановки при высокой изменчивости проницаемости по площади пласта, обусловливающей неравномерность продвижения фронта нагнетаемой воды и образования застойных зон в любой части продуктивного пласта.
На практике нередко для устранения отмеченного явления идут по пути приближения фронта нагнетания к зоне отбора посредством переноса объектов заводнения (т. е. переводом обводнившихся добывающих скважин под нагнетание). Подобный перенос осуществляется не строго параллельно существовавшей (передней) линии нагнетания и в итоге будет наблюдаться не только изменение величин градиентов давлений, но также и его направления, т. е. будет происходить изменение кинематики фильтрационных потоков, в результате чего могут оказаться охваченные воздействием и ранее застойные зоны. Следствием (или подтверждением) отмеченных обстоятельств, как правило, является изменение обводненности продукции скважин или дебита жидкости в результате улучшения охвата пласта воздействием.
Физическая сущность способа заключается в том, что при изменении расстановки нагнетательных скважин по отношению к до-
109
бывающим, т. е. при изменении их гидродинамического взаимодеД, ствия происходит нарушение установившихся потоков в результате возникновения в пласте переменных по величине и направлению градиентов давлений и происходит извлечение нефти из ранее не-дренируемых пропластков.
Следует отметить, что периодическое изменение напряжений в трещиноватом пласте обусловливает лучшую его дренируемость вследствие меняющейся фильтрационной способности трещин раскрытость которых изменяется во времени в соответствии с изменяющимися градиентами давлений. В этих условиях возникают более благоприятные условия для проявления капиллярных сил, способствующих вытеснению нефти из матрицы трещиноватого, а также неоднородно-слоистого пласта как по его разрезу, так и по площади пласта [101].
Кроме того, путем изменения фильтрационных потоков, при незначительном снижении отборов нефти существенно уменьшается количество добываемой вместе с нефтью воды А это означает, что будет более успешно осуществляться регулирование процесса обводнения продуктивных скважин на этой стадии разработки.
Потери нефти, обусловленные особенностями геологического строения пласта, т. е. его прерывистостью, можно классифицировать на потери нефти в обособленных линзах, образующихся вследствие прерывистости пласта, и на потери нефти на участках выклинивания песчаного пласта. Поэтому условно потери нефти в линзах, вскрытых только одной скважиной принимают за 100 % [102].
На участках выклинивания в результате вытеснения нефти водой нефть может быть отобрана полностью, но при этом скважины будут эксплуатироваться с очень большим процентом воды [103].
Сопоставление результатов получен-ных при проведении исследования по подсчету потерь нефти на Бавлинском нефтяном месторождении для двух вариантов, с переносом и без переноса фронта нагнетания, дано на рис. 2.4 и в табл. 2.11 [102]. Оно показывает несомненную эффективность переноса линии нагнетания с целью увеличения нефтеотдачи при разработке месторождений, нефтяные пласты которых характеризуются прерывистым строением. Кроме того, перенос фронта нагнетания способствует более интенсивным темпам добычи нефти на месторождении. Табл. 2. И составлена при обводнении скважин, равном 95 %.
110
3,0

1,0
20 -#0 50
S, га/скв.
Рис. 2.4. Суммарные относительные потери нефти на Бавлинском месторождении, %, для вариантов:
1,2 — соответственно без переноса фронта нагнетания и с переносом его
Таблица 2 11
Потери нефти на Бавлинском нефтяном месторождении с переносом и без переноса фронта нагнетания
Плотность сетки скважин, м х м Суммарные относительные потери (%) для варианта
с переносом фронта нагнетания без переноса фронта нагнетания
400 х 500 0,40 1,41
800 х 500 0,77 2,41
700 х 900 1,64 3,21
900 х 1100 1,76 3,41
Положительное влияние переноса фронта нагнетания и вызванное этим направление фильтрационных потоков было доказано на Покровском, Кулешовском, Сызранском, Мухановском, Алака-евском, Ромашкинском (Абдрахмановской площадь) месторождениях и других [104], на которых это позволило поддерживать достигнутый уровень добычи нефти, снизить обводненность добываемой продукции и увеличить охват пластов заводнением.
111
Приведенные данные подтверждают, что изменением ления фильтрационных потоков можно существенно повысить охват пластов заводнением. При этом наибольший эффект от этого мероприятия достигается в случае применения его на ранних стадиях разработки, т. е. в первой трети общей продолжительности срока разработки.
2.3. Оптимизация плотности сетки скважин в многопластовых объектах
Одним из основных методов регулирования разработки заводнением является оптимальная плотность сетки. Проблема влияния плотности сетки скважин на нефтеотдачу является одной из основных в теории разработки нефтяных месторождений. Несмотря на большое число работ в этой области, она и в настоящее время является предметом острой дискуссии [70, 71, 105—НО]. Плотность сетки скважин влияет на эффективность разработки нефтяного месторождения в трех направлениях: она оказывает влияние на уровень добычи нефти из пласта, на конечную нефтеотдачу пласта и на экономические показатели разработки нефтяного месторождения. Под плотностью сетки скважин подразумевается отношение нефтеносной площади залежи к числу добывающих и нагнетательных скважин [21]:
N' v
где d — плотность сетки скважин, га/скв.; F — нефтеносная площадь пласта, га; N — число добывающих и нагнетательных скважин.
Несмотря на то, что формула (2.3) несложная, определение плотности сетки скважин нередко весьма затруднительно и часто исследователи вкладывают разное содержание в это понятие. Во-первых, следует различать плотность сетки скважин в разбуренной части пласта от фактической плотности сетки скважин, так как обычно разбуривается не вся площадь нефтяного месторождения, как правило, остаются неразбуренными обширные водонефтяные зоны, и иногда значительные участки в чисто нефтяной части пласта. При внутриконтурном заводнении в районе разрезающих рядов нагнетательных скважин остаются большие участки, неохваченные
112
скважинами. На небольших вытянутых залежах ^ . ти зачастую располагается всего один ряд скважин, в результате Н 0 практически вообще не имеется разбуренной части залежи
МП, ИЗ-
Плотность сетки скважин определяется следующими парамет-
ми: расстоянием от линии нагнетания (при внутриконтурном за-однении) или от внешнего контура нефтеносности (при законтурном заводнении или при разработке пласта без поддержания пластового давления) до первого ряда добывающих скважин L; расстоянием между скважинами в ряду — 2о; расстоянием между рядами добывающих скважин — / [21]:
d = 2j.[2L + l(n-l)], (2.4)
где п — число рядов добывающих и нагнетательных скважин; d — плотность сетки скважин в разбуренной части пласта.
Из (2.4) следует, что плотность сетки скважин переменна вследствие изменения одного из параметров сетки скважин, числа рядов добывающих скважин, или одновременно нескольких параметров сетки скважин. Как известно из теории интерференции скважин, в идеальном однородном пласте весь его объем при разработке поделен между добывающими скважинами на отдельные участки дренирования. При остановке какой-либо скважины, или при изменении режима ее работы, характер распределения дренируемых запасов между скважинами меняется, а участок дренирования остановленной скважины распределяется между соседними скважинами.
В условиях неоднородного пласта границы отдельных участков дренирования (а они соответствуют так называемым нейтральным линиям тока) определяются не только характером распределения отборов жидкости по скважинам, но и особенностями литологиче-ского строения пласта и неоднородностью коллектора по проницаемости. Иногда отдельные участки пласта по особенностям их строения и литологии не могут входить в участок дренирования какой-либо скважины (например, отдельная линза) или дренирование участка будет происходить с ничтожными скоростями (напри-Мер, тупиковая зона или плохо проницаемый участок пласта).
В этих условиях гидродинамическая связь между скважинами является условием необходимым, но недостаточным для того, чтобы утверждать, что при остановке одной скважины ее участок мо-
8-4654 113
жет быть успешно и в конечный срок дренирован соседней скважиной или скважинами. Размеры участка дренажа каждой скважины, а соответственно и размер дренируемых данной скважиной запасов нефти зависит от двух причин: от ширины потока жидкости в данную скважину и от удаления ее от водонефтяного контакта. Из теории интерференции скважин известно, что ширина потока жидкости в каждую скважину пропорциональна ее дебиту, т. е. вся ширина потока жидкости в пласте оказывается поделенной между скважинами пропорционально их дебиту.
Различные параметры сетки скважин неодинаково влияют на уровень добычи жидкости из пласта, поэтому показатель плотности сетки скважин является многозначным — при одном и том же числе скважин, но по-разному размещенных на месторождении, могут наблюдаться совершенно разные уровни добычи жидкости. Поэтому встает вопрос о наиболее рациональном размещении скважин в пределах разрабатываемого пласта [43].
Основной и наиболее трудной задачей проектирования рациональных систем разработки нефтяных месторождений является обоснование системы размещения скважин. Сложность проблемы заключается в том, что она включает в себя целый ряд взаимозависимых задач, таких, как, определение рациональной геометрии и плотности сетки скважин, соотношения числа добывающих и нагнетательных скважин, их взаимного положения и т. д. Не до конца ясны условия оптимизации этих задач.
В реальных условиях пласты не являются однородными по проницаемости и толщине. Довольно часто наблюдаются явления выклинивания пластов и замещения их непроницаемыми породами. Поэтому при прочих равных условиях уровень добычи жидкости из неоднородного пласта зависит не только от числа добывающих и нагнетательных скважин, но и их расположения относительно зон малопроницаемых и малой толщины продуктивного пласта, линии выклинивания или замещения пласта непроницаемыми породами. Зависимость уровня добычи жидкости от числа скважин в этих условиях становится корреляционной, а не функциональной. Одно и то же число добывающих скважин может обеспечить различные уровни добычи жидкости при неизменном относительном расстоянии их друг от друга, но при неодинаковом положении скважин относительно зон резкого изменения свойств продуктивного пласта. В случаях, когда скважины расположены в зонах повышенных толщин или проницаемости, уровень добычи жидкости окажется
114
вЬ11ценным. В неблагоприятных случаях значительное число добывающих и нагнетательных скважин оказывается в зонах пониженных толщин и пониженной проницаемости, в зоне выклинивания пластов, или эти зоны экранируют добывающие и нагнетатель-Hble скважины друг от друга, в результате чего снижается охват пласта заводнением.
На Ромашкинском месторождении исследования по установлению зависимости коэффициента извлечения нефти от плотности сетки скважин, проведенные по 22 площадям, находящимся на поздней стадии разработки (плотность сетки скважин 17...43 га/скв.), показали, что примерно одинаковый коэффициент извлечения достигается при разной плотности сетки [105]. Кроме того, плотность сетки скважин и зависимость коэффициента нефтеизвлечения от нее обусловлены расчлененностью объекта разработки (рис. 2.5) [105]. Однако такая зависимость, определяемая на основе обобщения промысловых данных, отражает влияние фактора времени и технологических мероприятий. Так как при разработке неоднородных многопластовых эксплуатаци-
S, га/скв
20
-0,2
1,5
J0,5
^HC- 2.5. Изменение плотности сетки скважин S (1), проектного коэффициента
Нефтеизвлечения Т) (2) и коэффициента а (3) для площадей Ромашкинского
месторождения с различной расчлененностью
8*-4654 115
онных объектов на первом этапе вырабатываются высокопродуктивные коллекторы, установленная зависимость не может характеризовать процесс разработки на более позднем периоде.
Промысловые данные по площадям Ромашкинского местороэк-дения подтверждают наличие зависимости коэффициента нефте-извлечения от плотности сетки скважин, причем чем более расчленен объект разработки, тем в большей степени проявляется влияние плотности сетки скважин.
Степень зависимости коэффициента нефтеизвлечения от плотности сетки скважин характеризуется коэффициентом а. На основе обобщения промысловых материалов в ТатНИПИнефти в формуле предложенной В.Н. Щелкачевым [113], эта зависимость дополнена показателем и [114]:
Km=Ae-*s", (2.5)
где А = Кк-Кг — произведение коэффициентов вытеснения Кв и заводнения К3; S — плотность сетки скважин, га/с кв. Для плотных сеток скважин (S = 0...25 га/скв) п = 1,5 и для редких (S = = 10...50 га/скв) — п = 1 [114].
В работе [90] изучено влияние различных геологических и технологических факторов на нефтеотдачу месторождений Урало-Поволжья методами многофакторного анализа и с учетом главных компонентов. Установлено, что уплотнение сетки скважин от 60...80 до 20 га/скв. на пластах с неоднородными, расчлененными и прерывистыми коллекторами с вязкостью более 10 МПа • с (1-я группа) увеличивает нефтеотдачу на 12... 15 %, а в пластах со средними значениями параметров свойств коллекторов и пластовой жидкости — на 7...9 % (2-я группа). В высокопроницаемых слаборасчлененных пластах — на 3...4 % (3-я группа). Зависимость текущей нефтеотдачи от плотности сетки приведена в табл. 2.12 [90].
Таблица 2.12
Относительное уменьшение текущей нефтеотдачи (%) при снижении плотности сетки скважин
Относительный отбор жидкости Значение нефтеотдачи (%) при снижении плотности сетки с 30 га/скв соответственно до
50 га/скв. 70 га/скв. 90 га/скв.
0,4 8,5 14,7 19,6
0,5 8,5 14,7 18,7
116
Из данных табл. 2.12 следует, что разработка девонских объек-ов на Ромашкинском месторождении с более плотной сеткой кважин позволяет при одинаковом объеме прокачиваемой через пласт жидкости повысить величину текущей нефтеотдачи.
Вопрос выбора начальной, текущей и конечной плотности сет-ки скважин для рациональной выработки запасов нефти и достижения оптимальных темпов отбора нефти в процессе разработки и достижения утвержденного коэффициента нефтеизвлечения является одной из основных и наиболее сложных проблем.
Влияние различных факторов на выбор оптимальной плотности сетки скважин для условий расчлененных объектов, содержащих маловязкие нефти, рассмотрено в работах многих исследователей, направленных, как правило, на обоснование дальнейшего уплотнения сеток. Их основные выводы сводятся к следующему:
на выбор оптимальной плотности сетки скважин влияют различные факторы: геологические, технологические, экономические, физико-химические и экологические [109, 110];
выбор оптимальной плотности сетки скважин следует проводить в зависимости от особенностей геологического строения объекта и состояния разработки его. При этом оптимальная плотность сетки выше на объектах с большой расчлененностью, с большой долей запасов нефти в слабопроницаемых пластах, водонефтяных зонах, с большим соотношением проницаемостей совместно разрабатываемых пластов и соотношением вязкостей нефти и воды, а при прочих равных условиях — на участках с большей удельной плотностью запасов нефти [70, 71];
многостадийное разбуривание, математическое моделирование на основе детального изучения геологического строения, изучения условий фильтрации и обоснование необходимости каждой конкретной скважины (обеспечение минимальной экономически оправданной добычи нефти за период 5...25 лет) [17, 84];
выбор оптимальной плотности сетки скважин производится с Учетом экономических параметров капитальных и текущих затрат, стоимости разведки 1 т нефти, средней производительности скважины и потенциальных извлекаемых запасов нефти, средней долговечности скважин и прерывистости продуктивных пластов [66];
при значениях параметров пластов и насыщающих жидкостей, а также при расчлененности пластов, характерных для Ромашкин-ского месторождения, оптимальная плотность сетки скважин составляет 16...30 га/скв [70, 71];
117
необходимо обеспечение более плотной сетки скважин дЛя верхних пачек пластов [115, 116].
Охват пласта заводнением можно повысить путем увеличения числа скважин на месторождении. При этом в условиях внутрикоц-турного заводнения при пропорциональном сгущении сетки скважин увеличение начального отбора нефти из залежи будет происходить пропорционально числу скважин. В результате начальная себестоимость добычи нефти может снизиться и сгущение сетки скважин представляется рациональным. В том же направлении действует зависимость полноты извлечения нефти из пластов от величины площади, приходящейся на одну скважину [43]. Увеличение числа скважин на месторождении не может быть беспредельным, даже если оно осуществляется наиболее эффективным образом. Ведь фактические капитальные затраты, отнесенные на одну скважину, довольно велики, их необходимо возместить в наиболее короткие сроки Все более и более уплотняя сетку скважин, при некоторых, вполне конкретных сетках скважин, можно получить нулевую нефтеотдачу, т. е. при такой сетке экономически не выгодно будет даже начинать разработку нефтяного пласта. Рациональная плотность сетки скважин отдельного эксплуатационного объекта определяется расчетным путем по минимуму затрат или максимуму экономического эффекта [43]. При этом нефтеотдача не превышает 40. .50 % балансовых запасов, чем обусловливается применение физико-химических и других методов воздействия на пласт
Нефтеотдача при разрежении сетки скважин снижается по ряду причин, основные из которых следующие. 1) отличие кинематики фильтрационного потока в систему скважин от схемы одномерного вытеснения; 2) неоднородность пласта по проницаемости, что в сочетании с первой причиной делает отличие кинематики фильтрационного потока в систему скважин от схемы одномерного вытеснения более значительной; 3) разность вязкостей нефти и воды, что в сочетании с первыми двумя причинами делает отличие кинематики фильтрационного потока еще более сильным; 4) потери нефти в зоне смыкания контуров; 5) потери нефти вследствие прерывистости строения продуктивного пласта [117—120].
Многие нефтеносные пласты характеризуются неоднородным строением — хорошо проницаемые разности песчаников продуктивных горизонтов по простиранию частично или полностью замещаются малопроницаемыми породами, а толщина песчаников резко сокращается на коротких расстояниях. При разработке таких
118
стов часть нефтеносного объема пород-коллекторов не испыты-
П т достаточного воздействия со стороны нагнетательных скважин
8 за экранирования потока зонами замещения или наличия изо-
оованных линз, которые вскрываются одной скважиной. Такие
стки считаются полностью или частично невырабатываемыми, к как в них происходит образование целиков нефти [103, 107, 108, 121]. При этом большое значение приобретает расстояние между скважинами, так как чем больше это расстояние, тем боль-пий объем нефтеносных пород в так называемых «тупиковых» и «застойных» зонах не будет вырабатываться, поскольку выработка запасов нефти происходит только в зоне продвижения воды г 122] Кроме того, когда толщина пластов на коротких расстояниях резко изменяется и они замещаются или имеют линзовидное залегание, сгущение сетки скважин приводит к вскрытию новых прослоев и линз песчаников, которые при более редких сетках пропускаются.
Потери нефти в неоднородных пластах при различных сетках скважин оцениваются различными авторами по-разному, в зависимости от методики выделения тупиковых и застойных зон и подсчета их объемов. Одни авторы [106] считают, эти потери небольшими практически при любых сетках скважин, другие исследователи [107, 108] полагают, что для каждого конкретного месторождения или группы месторождений существует своя оптимальная сетка скважин, при которой целесообразно проводить разработку месторождения, причем эти сетки в неоднородных пластах обычно не превышают 24...48 га на скважину.
В работе [103] определены потери нефти в нефтеносных пластах терригенной толщи нижнего карбона Крещено-Булякской площади Манчаровского месторождения северо-западной Башкирии в зависимости от расстояния между скважинами (табл. 2.13).
Как видно из табл. 2.13 [103], минимальные относительные потери нефти (1,5...4,6 %) приходятся на наиболее выдержанный пласт 1а, который содержит 48,8 % запасов нефти. Максимальные потери нефти (до 100 % при сетке 96 га на скважину) у пласта 2в2, содержащего 12,7 % запасов нефти. В этом пласте на Крещенском Участке имеется литологическая залежь нефти, пропускаемая при Редкой (96 га) сетке скважин. Значительные потери отмечаются также в пластах 2бг и 2вь для которых характерно полосовидное Развитие коллекторов по площади.
119
Таблица 2 13
Относительные потери по всем нефтеносным пластам при различных сетках скважин.
Индексы пластов Относительные потери нефти (в %) при сетке скважин
300 х 400 м 400 х 600 м 600 х 800 м 800 х 1200 м
\а 1,5 2,1 3,0 4,6
W 2,8 4,3 16,8 17,0
\в 12,1 15,2 43,4 25,6
2а 7,3 7,4 8,5 26,0
26t 2,8 6,0 21,9 45,1
262 3,7 8,5 9,7 67,9
2et 14,0 38,3 71,3 87,8
2вг 8,1 23,7 34,0 100,0
В настоящее время расстояние между скважинами определяется в зависимости от средней проницаемости объекта совместной разработки, которая, как правило, близка к проницаемости высокопродуктивных пластов. Поэтому с самого начала плотность сетки скважин оказывается недостаточной для вовлечения в разработку малопроницаемых коллекторов, содержащих на разных площадях и месторождениях до 15...30 % балансовых запасов нефти объекта разработки. Необходимость дальнейшего уплотнения сетки скважин для их выработки очевидна [123].
При разработке малопродуктивных пластов, характеризующихся высокой неоднородностью, целесообразно применение с самого начала процесса разработки площадных систем заводнения в сочетании с «гибкими» сетками скважин. Применение равномерных сеток при этом дает возможность создать серии взаимосвязанных, различных по интенсивности воздействия, последовательно и логично переходящих один в другой вариантов размещения добывающих и нагнетательных скважин. Применение таких систем для залежей бобриковского горизонта Бавлин-ского месторождения, характеризующихся сложным геологическим строением, позволило осуществлять рациональное его раз-буривание и гибко манипулировать плотностью сетки скважин в
120
ависимости от характеристики вскрываемых на отдельных участка* коллекторов.
результатами исследования на электрических моделях мало-рОдуктивных пластов установлено, что их можно разрабатывать при расстояниях между рядами добывающих и нагнетательных скважин 600...800 м и между скважинами в рядах 600 м, при давлении на забое нагнетательных и добывающих скважин соответственно 37...42 и 9 МПа [124].
Проектирование разработки малопродуктивных нефтяных месторождений с слабопроницаемыми пластами, низким темпом отбора запасов нефти и большим сроком разработки (например, годовой темп отбора нефти от текущих извлекаемых запасов — 1 %, среднее время отбора запасов — 100 лет, общее время отбора запасов — 200 лет и более) обнажило проблему — реальную ограниченную долговечность скважин, хаотический характер их аварийного выбытия, хаотичность такого выбытия во времени и по площади — хаотичность разрежения сетки скважин, которая порождает высокую геометрическую неравномерность вытеснения нефти и, соответственно, если только не осуществлять дублирования аварийно выбывших скважин, вызывает резкое снижение охвата пластов воздействием и приводит к значительной потере извлекаемых запасов нефти [62].
Вопрос о размещении скважин на залежах приуроченных к карбонатным коллекторам имеют свои особенности, обусловленные большой неоднородностью и геолого-физической характеристикой коллектора. На основе опыта разработки залежей нефти, приуроченных к карбонатным коллекторам, метод Куйбышевской области в работе [21] выделяют два характерных типа этих коллекторов:
1. Пласты, сложенные высокопористыми и хорошо проницаемыми породами с сильно развитой кавернозностью и трещиновато-стью (пласт Аа, башкирского яруса на Покровском, Кулешовском и Алакаевском месторождениях).
2. Пласты, сложенные плотными карбонатными породами с локально развитой кавернозностью и трещиноватостью (пласты кун-гурского яруса на Яблоневском месторождении, турнейского яруса на Зольненском, Красноярском, Дерюжевском и других месторождениях).
Для первого типа коллекторов, обладающих высокой пьезо-проводностью и сообщаемостью различных зон и участков, вполне Целесообразна редкая сетка скважин. Это подтверждается в частно-
121
сти специальным экспериментом с разреженной сеткой скважин на карбонатном пласте А4 Покровского месторождения Куйбышевской области [21] . Спустя 12,5 лет после начала промышленного эксперимента, состояние разработки обоих участков, а также пласта в целом, характеризуются данными (табл. 2.14) из которых видно, что разработка нефтяной залежи пласта А4 находится на конечной стадии.
Проведенный эксперимент по разрежению сетки скважин по карбонатному пласту /ц Покровского месторождения Куйбышевской области в итоге показал, что и в условиях карбонатных коллекторов перового типа различие плотности сетки скважин оказывает меньшее влияние на конечную нефтеотдачу пласта, чем различие в физико-литологических характеристиках экспериментальных участков.
Таблица 2.14
Состояние разработки нефтяной залежи пласта А4 Покровского месторождения Куйбышевской области на 01.01.1972 г.
Показатели разработки Южный купол Северный купол В целом по пласту А4
Степень выработки извлекаемых запасов, % 81,0 70,4 77,5
Обводненность добываемой продукции, % 93,0 91,7 92,4
Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед. :
достигнутый 0,494 0,429 0,473
в промытой зоне 0,575 0,650 0,592
прогнозный (конечный) 0,580 0,490 0,550
Второй тип карбонатных коллекторов обладает обычно низкой пьезопроводностью, слабой сообщаемостью и разобщенностью различных зон и участков. Трещиноватость по площади распространена неравномерно и приурочена в основном к своду отдельных куполов, напор пластовых вод слабо выражен. В суммарной добыче нефти по таким пластам значительная доля нефти, добытой за счет соляно-кислотных обработок, гидроразрывов и прочих методов обработки призабойной зоны пласта.
122
Структура Яблоневского месторождения, являющегося весьма арактерным представителем этой группы карбонатных коллекто-оов, представляет крупную пологую антиклиналь подковообразной .Ьормы, осложненную многочисленными второстепенными куполами, разделенными прогибами с амплитудой от 10 до 35 м. В раз-пезе кунгурских отложений выделены два пласта, залегающие на глубине 520...600 м. Коллектором является пористый слабо засуль-фаченный доломит. Пористость пластов составляет 15...20 %, проницаемость — 20...30 мкм2, вязкость нефти в пластовых условиях — 3 0 мПа-с. Зависимость между плотностью сетки скважин и конечной нефтеотдачей пласта по разным куполам очень слабо выражена, но значительно более четкая зависимость (рис. 2.6) [21] наблюдается между приращением конечной нефтеотдачи при водонапорном режиме и плотностью сетки по нагнетательным скважинам (площадь залежи, приходящаяся на одну нагнетательную скважину). Такая зависимость в условиях нефтяного пласта Яблоневского месторождения говорит о значительной роли числа и размещения нагнетательных скважин в процессе выработки запасов и о целесообразности применения при разработке пласта интенсивных систем заводнения, близких к площадному заводнению, которые характеризуются высоким удельным весом нагнетательных скважин в общем фонде скважин.
S
Л 0,3
>s о
x
5 0,2
о

1
а
14
18
34
22 26 30
Плотность сетки, га/скв.
Рис. 2.6. Зависимость приращения конечной нефтеотдачи при водонапорном
режиме от плотности сетки по нагнетательным скважинам по куполам
Яблоневского месторождения
123
В реальных условиях практически всегда в составе объекта оказываются неоднородные по продуктивной характеристике пла-сты. Это приводит к заметному ухудшению условий выработки малопродуктивных коллекторов и неравномерному их заводнению, т. е неполному охвату пластов заводнением, удлинению сроков разработки, отбору больших объемов закачиваемой воды и, в конечном счете, к ухудшению технико-экономических показателей разработки крупных нефтяных месторождений.
Основные выводы и критерии срвместимости неоднородных пластов в одном объекте разработки, сформулированы в работах [125, 126]:
1. При равных объемах залежей опережение заводнения менее проницаемого коллектора обеспечивает более высокую нефтеотдачу объекта, чем при равноскоростной выработке пластов. Разработка коллекторов различной проницаемости равными темпами заводнения создает условия для более высокой нефтеотдачи, чем при опережении заводнения высокопроницаемого пласта.
2. При различных объемах пластов за счет толщины их, более благоприятные результаты получаются также при опережении заводнения менее проницаемых пластов. Однако при многократном превышении (4...5 раз) объема пласта с высокой проницаемостью над объемом менее проницаемого коллектора коэффициент нефтеотдачи будет мало отличаться при любом соотношении темпов их разработки, т.е. становится целесообразным опережение заводнения высокопроницаемого пласта.
3. При различных значениях вязкостей целесообразно проводить опережение заводнения пластов с меньшим коэффициентом гидро-проводности. В противном случае за счет отставания их выработки значительно увеличится общий срок разработки месторождения.
По данным работы [125] следует:
1. При наличии технической и технологической возможности опережающего заводнения коллекторов с меньшей гидропроводно-стью, но большими или равными запасами нефти с высокопроницаемыми пластами или при обеспечении одинаковых темпов заводнения совмещать неоднородные пласты. При отсутствии такой возможности — включать в один объект пласты только тогда, когда запасы нефти в высокопроницаемых пластах значительно больше, чем в малопроницаемых.
2. При разных физико-геологических условиях совмещать только добычу, а закачку проводить раздельно. Одним из путей ин-
124
сификации разработки малопроницаемых пластов считать их •^резание на блоки.
3. При совмещении пластов обеспечивать выполнение необхо-мер контроля за их разработкой.
Таким образом, одно из основных требований совмещения -— явноскоростная или опережающая выработка малопроницаемых пластов. Заключение о том, что при многократном превышении запасов высокопроницаемых пластов возможна их опережающая выработка, сделано без учета абсолютных величин запасов. На крупных месторождениях, когда в малопродуктивных пластах содержатся весьма большие запасы нефти, это заключение экономическими расчетами не подтверждается [127].
Вовлечение в активную разработку малопроницаемых пластов в могопластовом объекте можно осуществить изменением фильтрационных сопротивлений промытых высокопроницаемых зон [128, 129].
Равноскоростную или опережающую выработку малопроницаемых пластов можно обеспечить или закачкой воды в них при разных давлениях, или размещением скважин по разной сетке. При одновременной закачке в высокопроницаемые пласты и пласт с проницаемостью ниже в 1,6 раза среднего значения по объекту, давление нагнетания для последнего должно составлять 22,5 МПа (при среднем давлении для объекта 18,8 МПа). Если проницаемость меньше средней в 2 раза, то при тех же условиях расстояние между скважинами должно быть меньше вдвое, чем принято (280 вместо 500 м). Пласты, имеющие проницаемость меньше средней величины объекта в 1,6 раза одновременно разрабатывать с высокопроницаемыми при среднем давлении нагнетания до 19,8 МПа не рекомендуется. Поэтому запасы этих пластов могут быть временно законсервированы и выработаны во вторую очередь. Если же в них запасы значительны, надо разрабатывать их самостоятельной системой скважин.
Однако практика разработки многопластовых объектов, судя по опубликованным работам, свидетельствует о низкой эффективности создания крупных объектов разработки. Авторами работ [130, 131] обоснована необходимость обязательного учета неоднородности коллекторов, включаемых в один объект. При разработке расчлененного многопластового объекта одной сеткой скважин бурение дополнительных скважин неизбежно. На практике это проводится с целью подключения в разработку малопродуктивных коллекторов, изолированных линз и т. д., не вырабатываемых основной сеткой.
125
Для количественной оценки эффективности в работе [65] рас. смотрены фактические результаты по уплотнению сетки скважин го-ризонта Д| Абдрахмановской площади. Анализ выполнен на основании результатов бурения дополнительных скважин в 1975—-1983 гг.
За период с 1975 по 1980 г. пробурено 327 скважин, что привело к увеличению плотности сетки на 30,7 %. (табл. 2.15). Оценка потенциальных извлекаемых запасов (при водонефтяном факторе 13,3) показывает, что увеличение числа пробуренных скважин на 4,15% позволяет увеличить коэффициент извлечения нефти на 1 % в интервале плотности сетки 27,4... 17,6 га/скв. Зависимость нефтеотдачи пластов от плотности сетки скважин по Абдрахмановской площади, построенная по данным работы [132], приведена на рис. 2.7. Как видно из рис. 2.7, при значении удельной площади скважины, равной 15 га/скв, конечная нефтеотдача не превысит 58,0 %. Анализ динамики эксплуатационных характеристик дополнительных скважин показывает наличие зависимости их средних дебитов нефти от среднего дебита нефти по объекту разработки (рис. 2.8).
Таблица 2.15 Динамика бурения новых скважин по Абдрахмановской площади
Год Число пробуренных скважин Плотность сетки скважин, га/скв.
за год всего в том числе без учета скважин, пробуренных фактическая в том числе без учета скважин, пробуренных
в 1975 г. в 1975 — 1980 гг. в 1975 г. в 1975 — 1980 гг.
1975 62 1142 1080 1080 25,9 27,4 27,4
1976 50 1192 ИЗО 1080 24,8 26,2 27,4
1977 52 1244 1182 1080 23,8 25,0 27,4
1978 56 1300 1238 1080 22,8 23,9 27,4
1979 86 •1386 1324 1080 21,4 22,4 27,4
1980 83 1469 1407 1080 20,1 21,9 27,4
1981 67 1536 1474 1147 19,3 20,1 25,8
1982 74 1610 1548 1221 18,4 19,1 24,2
1983 67 1677 1615 1288 17,6 18,3 23,0
126
70 60 50
10
10
20
УПС, га/скв.
Рис. 2.7. Зависимость нефтеотдачи пластов (%) от удельной площади скважин (УПС) по Абдрахмановской площади
50
JJ 40
ь
* 30
ь
ю а>
CI20
10
1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984
Годы
РИС. 2.8. Динамика средних дебитов новых скважин по Абдрахмановской площади:
1—6 — дебит нефти скважин, пробуренных соответственно в 1975—1980 гг.; 7 — средний дебит добывающих скважин по Абдрахмановской площади
127
По состоянию на 01.01.1995 г. по Абдрахмановской площадй физически ликвидировано 364 скважины (17,3 % к фонду пробу. ренных скважин) и пробурено 149 скважин-дублеров для вырабох-ки запасов нефти и организации заводнения взамен ликвидированных и непригодных по геологическим причинам и техническому состоянию добывающих скважин. Из пробуренных скважин-дуб. леров 60 % по назначению нагнетательные, 40 % — добывающие.
Средние дебиты одной ликвидированной скважины за 20 лет составили 2,2 т/сут по нефти и 26,5 м3/сут по жидкости, в том числе за 1994 г., соответственно 0,4 т/сут и 25,5 м3/сут, а средняя приемистость нагнетательной скважины — 193 и 112 м3/сут.
Из 91 добывающей скважины, выполнивших свое назначение 84 скважины ликвидированы при средней (за 20 лет) обводненности 99 %, среднем дебите нефти 0,07 т/сут, жидкости 6,4 м3/сут. Из 84 скважин отобрано 21871,7 тыс. т нефти (29,5 % от всей добычи нефти по ликвидированным скважинам) и 30242,9 тыс. т жидкости (29,0 % от всей добытой жидкости).
Из 98 добывающих скважин, ликвидированных по техническим причинам, добыто 25031,7 тыс. т нефти (33,8 % от всей добычи нефти) и 38759,3 тыс. т жидкости (37,2 % от всей добычи жидкости) при среднем перед ликвидацией дебите нефти 5,3 т/сут, жидкости 52,9 м3/сут, обводненности 90 %.
Из 149 скважин-дублеров 93 скважины пробурены взамен физически ликвидированных скважин, в том числе 87 в поздней стадии разработки, из которых 41 скважина — добывающие. Из 46 нагнетательных скважин-дублеров 30 скважин до освоения под нагнетание воды использовались как добывающие для отработки остаточных запасов нефти.
При средней эффективной толщине пластов — 16,9 и 15,7 м соответственно ликвидированных скважин и скважин-дублеров, перфорацией вскрыты соответственно 13,1 и 3,8 м, что подтверждает обоснованность принятых в поздней стадии разработки направлений разукрупнения объекта разработки и поинтервальной отработки запасов нефти нижней пачки пластов дополнительными скважинами.
Необходимо отметить, что из 13,1 м перфорированной толши-ны пластов ликвидированных скважин работала только 5,9 м ее толщины (или 45,0% перфорированной толщины), а из 3,8 м перфорированной толщины скважин-дублеров — только 3,3 м (или 86,8 % перфорированной толщины). •,, • л
128
j^a 01.01.1995 г. по всем 149 пробуренным скважинам-блерам добыто 1487 тыс. т нефти, или 10,0 тыс. т на 1 скважину, том числе по 87 скважинам-дублерам, пробуренным взамен лик-дйрованных,— 646,4 тыс. т, или 7,4 тыс. т на 1 скважину. Сред-ие дебиты на 1 скважину-дублера на момент бурения их составля-и- по нефти 6,9 т/сут, по жидкости 29,6 м3/сут, на 01.01.1995 г. едние дебиты соответственно были 2,0 т/сут и 29,0 м3/сут. Эффективность бурения 87 скважин — дублеров по годам приведена в табл. 2.16.
Геологические разрезы отложений горизонта Д] ликвидирован-Н0й скв. 804 и скважины-дублера 804 а, пробуренной на расстоянии 50 м, приведенные на рис. 2.9, а, практически идентичны. В разрезе скв. 804а выделяется пласт а, который фактически сливается с нижележащим пластом б\ и не расчленяется в скв. 804.
Можно отметить, что вследствие выработки запасов нефти и прохождения воды по пласту б\ по геофизическим исследованиям скважин он имеет низкие электрические сопротивления в нижней части своей толщины.
По характеристике вытеснения (см. на рис. 2.9, 6) видно, что бурение скв. 804 а позволило добыть 264,6 тыс.т нефти и 1736 тыс. т жидкости (на 01.01.1996 г.). В настоящее время эта скважина продолжает эксплуатироваться с дебитом нефти 1,4 т/сут и жидкости — 56,9 м3/сут.
Необходимость бурения скважин-дублеров подтверждают и результаты опробования на нефть ранее отключенных из-за обводнения пластов нижней пачки по горизонту Д] Абдрахмановской площади, выполненных по 52 скважинам.
За 1979—1994 гг. по 52 скважинам добыто 341,3 тыс. т нефти (6,6 тыс. т на 1 скважину). Анализ технологической эффективности возврата на ранее отключенные пласты, выполненный по скважинам, имеющим продолжительный срок эксплуатации (16 скважин) показывает, что:
— 70 % скважин вырабатывают запасы нефти в зонах стягивания запасов, 19 % — в тупиковых зонах;
— 75 % скважин возвращены на 1 пласт, 25 % — на 2 и более пластов;
— 50 % скважин возвращены на пласты толщиной менее 5 м, 31,2 % — на пласты толщиной 5...7 ми 18,8 % — на пласты толщи-н°й 7 м и более.
9-4654 129
Таблица 2.16
Эффективность бурения скважин-дублеров по Абдрахмановской площади
Год Число скважин-дублеров Дебит на 1 скважину Приемистость, м3/сут Обводненность, % Накопленная добыча (закачка)
нефти, т/сут жидкости, т/сут
добывающих нагнетательных на дату вурения на 01.01. 1995 г. на дату бурения на 01.01. 1995 г. на дату бурения на 01.01. 1995 г. на дату эурения на 01.01. 1995 г. нефти, тыс. т, жидкости, тыс. т закачка воды, тыс. м3
1976 — 1 — — — — 380 ф/л — — — — 672,3
1977 1 — 49,0 4,7 113,0 180,0 — — 50,0 97,0 264,4 1727,0 —
1978 — — — _ — — — — — — — — —
1979 — — — — — — — — — — — — —
1980 — — — — — — — — — _ — — —
1981 — — __ — — — — — — — — — —
1982 2 — 8,1 1,0 13,5 25,0 — — 40,0 95,9 27,9 156,2 —
1983 3 2 6,1 2,3 59,3 78,0 300 20 89,7 97,0 37,5 1415,3 725,0
1984 2 1 25,5 1,5 34,0 10,4 115 200 245 86,1 46,4 118,5 532,0
1985 3 4 6,6 1,0 71,3 27,6 140 149 90,7 96,4 39,8 1021,4 1952,0
Окончание табл 2 ] 6
Год Число скважин-дублеров Дебит на 1 скважину При емистость, м3/сут Обводненность, % Накопленная добыча (закачка)
нефти, т/сут жидкости, т/сут
добывай щих нагнетательных на дату бурения на 01.01. 1995 г. на дату бурения на 01.01. 1995 г. на дату бурения на 01.01. 1995 г. на дату бурения на 01.01. 1995 г. нефти, тыс. т, жидкости, тыс. т закачка воды, тыс. м3
1986 3 6 22,3 2,2 52,3 18,0 255 159 57,4 87,8 60,2 377,3 2056,0
1987 4 8 5,1 1,6 15,3 18,1 340 163 66,7 91,2 20,5 203,1 4273,6
1988 4 9 2,1 2,8 32,8 98,0 250 97 93,6 97,1 12,7 340,0 1274,7
1989 4 4 4,5 1,4 13,4 6,3 700 93 66,4 77,8 10,8 65,6 1157,4
1990 г 5 2,3 3,5 8,6 8,4 220 162 73,3 58,3 18,6 41,7 481,3
1991 5 4 2,7 1,2 32,7 22,0 — 42 91,7 94,5 9,7 160,6 73,1
1992 3 — 1,1 0,5 6,5 4,3 — — 83,0 89,5 0,7 6,5 —
1993 3 — 5,1 1,2 8,3 6,8 — — 39,0 82,4 2,5 8,1 —
1994 4 — 5,0 3,8 7,5 6,5 — — 33,3 41,5 1,4 3,4 —
Итого 41 46 6,9 2,0 29,6 29,0 260 130 76,6 93,1 553,1 5644,6 13197,4
1442
скв 804
скв 804 а
10ОО -
9ОО
О
3
7ОО -
еоо
Н« 01.01.1977 Г.
•^ 714940 т 4= 855191,4 Т 1»= 129,1 т/сут «« =154,5 т/сут 8г16,4%
На 01.01.1996 г.
Он=264612т О„=1736253 т q» = 1,4 т/сут дж = 56,9 т/сут В = 97,5 %
б
0-
Рис 19. Эффективность бурения скважины-дублера, взамен ликвидированной скв. 804:
а — геологически разрез горизонта Д, (пласты: а, б, в, г, и г2) по скв. 804 и 804 и; ^ накоплении({^ g^ и суточные (qw и ^ж) дебиты нефти, жидкости соответственно ибйодненности добываемой продукции (Б) этих скважин 132
По результатам эксплуатации наибольшую эффективность показали скважины вновь-возвращенные, расположение на линии стягивания запасов нефти (ими добыто нефти 98 % от всей добычи 0 возвращенным на ранее отключенные пласты), возвращенные на 1-Й пласт (92,1 % всей добычи), при толщине пласта 5...7 м (61,3 % всей добычи).
При возврате на ранее отключенные пласты подтвердилась достаточно высокая обводненность отключенных пластов (37,5 % скважин дали продукцию с обводненностью более 95 % и 50 % скважин с обводненностью— 80...95 %), 54 % добычи нефти обеспечили скважины с обводненностью более 97 % (или 18,8 % возвращенных скважин).
Наибольшая эффективность получена от скважин, расположенных на расстоянии 750 — 1000 м от нагнетательных (25% скважин дали 53,3 % всей добычи нефти).
Как следует из выше приведенных данных, для обеспечения полного охвата пластов заводнением, необходимо выбирать оптимальную плотность скважин в зависимости от особенностей геологического строения и состояния разработки объекта. При этом оптимальная плотность сетки скважин выше на объектах с большей расчлененностью, с большей долей запасов в водонефтяной зоне, с большим соотношением проницаемости совместно разрабатываемых пластов и соотношением вязкостен нефти и воды, а при прочих равных условиях на участках с большей удельной плотностью запасов нефти. Уплотнение сетки скважин эффективно лишь до обводненности добываемой продукции не более 90 %. Для сохранения разработанной сетки, обеспечивающей механизм охвата пластов заводнением и конечной нефтеотдачи, установлена целесообразность своевременного бурения скважин-дублеров и возвращения ранее отключенных скважин (выборочно).
Влияние стадии разработки на эффективность наглядно иллюстрируется примером по Ромашкинскому месторождению в начальный период (1962... 1972 гг.) среднегодовая добыча нефти на 1 Дополнительно пробуренную скважину росла, а в последующие годы (1973...1979 гг.) наблюдалось ее снижение [133]. В 1988 г. добыча снизилась по сравнению с 1979 г. с 2,0...11,2 тыс. т. (по группам) до 1,1...6,6 тыс. т. в год на 1 скважину. Если учесть в этих условиях прогрессирующее обводнение извлекаемой продукции, то °чевидна необходимость применения геолого-технических мероприятий по ограничению движения вод.
133
2.4. Методики расчета охвата пластов заводнением
Степень влияния закачки на охват пластов характеризует условия выработки запасов нефти на конкретном участке в определенный период времени. При этом этот показатель может меняться в зависимости от применения тех или иных мероприятий, направленных на улучшение системы разработки [134].
Нефтеотдача зависит от многих факторов. Обычно выделяют факторы, связанные с самим механизмом извлечения нефти из пластов, и факторы, характеризующие полноту вовлечения пласта в целом в разработку. Поэтому нефтеотдача представляется в виде следующего произведения коэффициентов [46]:
П = Р.'Ро. (2-6)
где РВ — коэффициент вытеснения нефти из пласта; р\, — коэффициент охвата пласта разработкой. При этом следует помнить, что для текущей нефтеотдачи коэффициент вытеснения — величина, переменная во времени.
Произведение Р„-р0 справедливо для всех процессов разработки нефтяных месторождений. Впервые это представление было введено А.П. Крыловым при рассмотрении нефтеотдачи пластов при их разработке с применением заводнения. Величина рв равна отношению количества извлеченной из пласта нефти к запасам нефти, первоначально находившимся в части пласта, вовлеченной в разработку. Величина РО равна отношению запасов нефти, вовлеченным в разработку, к общим геологическим запасам нефти в пласте.
Нефтеотдача пластов определяется их неоднородностью по проницаемости, прерывистости и линзовидности, потерями нефти в тупиковых зонах, неполнотой вытеснения нефти водой по толщине пласта, соотношением вязкостей нефти и воды и, наконец, запроектированной системой разработки. В соответствии с этим коэффициент нефтеотдачи, определяемый по формуле (2.6), можно представить в виде [9]:
- (2.7)
Другими словами, коэффициент охвата по объему пласта р0 можно представить как произведение пяти составляющих его коэффициентов: ц/i —охвата вытеснением, обусловленного слоистой неоднородностью непрерывного пласта по проницаемости; \|/г — охвата вытеснением, обусловленного прерывистостью и линзовид-
134
ностью коллектора с учетом запроектированной или существующей системы разработки пласта; \|/3 •—охвата вытеснением по толщине пласта; \|/4 — учитывающего потери нефти в стягивающих „ядах добывающих скважин; \|/5 — учитывающего потери нефти в «разрезающих» рядах нагнетательных скважин.
Теоретические и экспериментальные данные показывают что коэффициент вытеснения р\ в процессе разработки месторождений с применением заводнения, т.е. при вытеснении нефти из пластов не смешивающейся с нефтью жидкостью — водой, зависит от следующих основных факторов'
1) минералогического состава и литологической микроструктуры пород — коллекторов нефти и, как следствие этих факторов — глинистости пород, распределения пор по разрезам, уровня абсолютной проницаемости, относительных проницаемостей, параметров микротрещиноватости пород, т.е. размера блоков и трещин, отношения их проницаемостей и т.д
2) отношения вязкости нефти к вязкости воды, вытесняющей нефть;
3) структурно-механических (неньютоновских) свойств нефти и их зависимостей от температурного режима пластов;
4) смачиваемости пород водой и характера проявления капиллярных сил в породах-коллекторах с различной микроструктурой;
5) скорости вытеснения нефти водой.
Коэффициент охвата пластов воздействием при заводнении РО зависит, главным образом, от следующих факторов:
1. Физических свойств и геологической неоднородности разрабатываемого нефтяного пласта в целом (макронеоднородности пласта). Здесь имеются в виду наличие газовой шапки, нефтенасыщен-ных зон, прерывистости пласта по вертикали (наличия непроницаемых пропластков) и по горизонтали (литологического выклинивания пропластков), существования дизъюнктивных разрывов и т.д.
2. Параметров системы разработки месторождения, т.е. расположения скважин на месторождении, расстояния между добывающими, а также между добывающими и нагнетательными скважинами, отношения числа нагнетательных к числу добывающих скважин.
3. Давления на забоях нагнетательных и добывающих скважин, применения методов воздействия на призабойную зону и совершенство вскрытия пластов.
4. Применения способов и технологических средств эксплуатации скважин (механизированных способов добычи, обеспечиваю-
135
щих необходимый отбор жидкости из скважин, методов одновременно-раздельной эксплуатации).
5. Применения методов управления процессом разработки месторождения путем частичного изменения системы разработки (очагового и избирательного заводнения) или без изменения системы разработки (изменения режима работы скважин, установления оптимальных условий прекращения эксплуатации скважин, циклического заводнения и др.).
В целом можно отметить, что коэффициент вытеснения зависит от физических свойств пласта, его микронеоднородности и характеристик процесса вытеснения нефти из пористой среды, а коэффициент охвата пластов воздействием при заводнении, как и при других методах разработки, определяется степенью макронеоднородности пласта, системой разработки и условиями эксплуатации скважин.
Коэффициент охвата пластов заводнением — показатель изменяющийся во времени и возрастающий в пространстве (объеме) пласта —• по мере продвижения водонефтяных контактов в пласте, и от фронта заводнения к контуру нагнетания, а в среднем по мере увеличения объема прокачки жидкости по пласту. Практически на многих месторождениях при помощи специальных скважин зафиксировано послойное обводнение монолитных пластов (Зольнен-ское, Покровское, Самотлорское и т.д.) с последовательным охватом водой слоев разной проницаемости. Поэтому значения коэффициента охвата необходимо фиксировать к определенной стадии разработки пластов. Обычно различают охват пластов заводнением на момент прорыва воды в скважины первого, второго или третьего ряда, к моменту прокачки жидкости (воды) через пласт в объеме двух-трех объемов пор или начальных геологических запасов нефти и на конец разработки, определяемый предельной, экономически рентабельной обводненностью добываемой продукции (95...99 %), в зависимости от затрат на добычу нефти (отбор жидкости), продуктивности скважин и качества нефти [10].
Охват пластов заводнением к моменту прорыва воды в скважины колеблется в очень широких пределах (от 10...15 % до 75...85 %), в зависимости от слоистой неоднородности пластов и вязкости нефти. Следует отметить, что охват пластов заводнением на всех стадиях разный в различных сечениях пласта — он уменьшается от линии нагнетания воды к линии отбора нефти в связи с уменьшением объема прокачиваемой воды через удаленные зоны. Остаточная
136
лефтенасыщенность в заводненных пластах минимальна на линиях нагнетания (если нет застойных зон) и различается в удаленных зонах — она тем больше, чем меньше прокачано воды через эти зоны.
Важной характеристикой системы разработки является зависимость коэффициента охвата пластов от кратности промывки. Коэффициент охвата пластов показывает отношение объема добытой нефти к объему всей подвижной нефти. Кратность промывки есть отношение объема закачанной воды к объему всей подвижной нефти (в пластовых условиях). В работе [135] выводится формула зависимости коэффициента охвата от кратности промывки для случая одного линейного добывающего ряда скважин параллельного контуру питания и отстоящего от последнего на расстоянии L.
Постепенный характер обводнения добываемой нефти и необходимость вместе с нефтью добывать воду объясняется одновременным действием различных факторов. Это действие неоднородности нефтяных пластов по проницаемости, различия физических свойств нефти и воды, которое вызывает непоршневой характер вытеснения нефти водой, тем, что фронт нагнетаемой воды движется не к эксплуатационной галерее, а к ряду добывающих скважин, далеко отстоящих друг от друга.
Если бы неравномерность вытеснения нефти водой обусловливалась только действием послойной неоднородности по проницаемости, тогда формула коэффициента охвата была бы
(28)
*пр
где k — проницаемость; К„р — проницаемость слоя, промытого в эксплуатационной галерее в рассматриваемый момент времени;
со
jy(x)dK — интеграл соответствует доле в запасах пласта тех слоев,
которые полностью промыты;------JKy(x)dK — интеграл соответ-
ствует доле в запасах пласта частично заводненных слоев, которые в эксплуатационной галерее еще не промыты, их проницаемость Кпр; у(К) — плотность распределения проницаемости К;
137
где Y — доля слоев с проницаемостью меньше или равной К.
Таким образом, из формул (2.8 — 2.9) видно, что процесс заводнения всецело определяется плотностью распределения проницаемости у(К). Формула кратности промывки для времени полного заводнения участка, расположенного перед добывающим рядом имеет вид [135]:
(ее погрешность менее 1 % при L > 0,72 • 2 о), максимальная проницаемость в долях средней проницаемости:
2uL+2a
и минимальная проницаемость:
2nL-2a n
Ктт ~ — Г-Т - • (2.12)
2nL
где 20 — расстояние между скважинами добывающего ряда. L — расстояние от контура питания до скважин добывающего ряда.
Охват пластов во многом зависит от фильтрационной способности пластов. Объемным параметром, характеризующим фильтра-
* Kh
ционную способность пластов, является гидропроводность — ,
V-
где К — коэффициент проницаемости, мкм2; h — толщина пласта, м; ц. — динамическая вязкость, мПа-с.
Результаты определения проводимости пластов горизонта fli Ромашкинского месторождения показали, что по проводимости пласты могут отличаться в сотни раз [136]. Наиболее эффективное воздействие закачка оказывает на запасы нефти в коллекторах высокой проводимости и весьма слабое — на коллекторах низкой проводимости. При учете условий залегания коллекторов высокой проводимости решающее значение имеет их положение по отношению к линиям разрезания.
Зоны коллекторов высокой проводимости могут: 1) выходить на линии разрезания, т. е. зона разработки имеет прямую гидродинамическую связь с нагнетательными скважинами;
138
2) быть вскрыты только добывающими скважинами и не иметь поямой гидродинамической связи с линией нагнетания. В этом случае они могут испытывать влияние закачки только через места слияния с другими пластами и работать за счет межпластовых перетоков жидкости;
3) быть вскрыты только нагнетательными скважинами и не иметь связи с зоной отбора. В этом случае запасы нефти могут частично вырабатываться путем вытеснения их в окружающие коллекторы низкой проводимости, если последние вскрыты и добывающими скважинами, а если нет, то их выработка невозможна без бурения специальных добывающих скважин, так как такие зоны представляют собой тупики.
Подсчеты, проведенные на Ромашкинском нефтяном месторождении, показывают, что основные запасы нефти сосредоточенны в зонах коллекторов высокой проводимости, выходящих на линии нагнетания. Улучшение условий выработки этой группы запасов с существующих линий разрезания на месторождении осуществляется раздельной закачкой по пластам при повышенных давлениях и бурением промежуточных скважин в нагнетательных рядах.
Запасы нефти зон высокой проводимости, не выходящих на линии разрезания, в настоящее время практически не вырабатываются. Поэтому для подключения их в разработку необходимо проведение дополнительных линий нагнетания, организация очагового или площадного заводнения. Особенно важны эти мероприятия для выработки запасов коллекторов низкой проводимости.
Сравнение степени охвата запасов нефти влиянием закачки во времени показало, что в целом по какой-либо площади степень охвата влиянием в течение года и даже двух лет практически не меняется. Улучшение условий разработки происходит на отдельных ограниченных по площади участках. Это связано с тем, что осуществляемые ранее мероприятия по совершенствованию системы разработки старых площадей обладают недостаточной эффективностью. Широкое внедрение высокоэффективных мероприятий, таких как Раздельная закачка воды при дифференцированном давлении, очаговое заводнение и избирательное заводнение, применение методов ПНП, основанных на избирательном повышении фильтрационного сопротивления промытых зон пласта приводят к увеличению охвата пластов воздействием и повышению эффективности заводнения.
Анализ проведенный в работе [ 136] показал, что осуществляе-на Ромашкинском месторождении система разработки обу-
139
словливает эффективное воздействие закачки на основные запасы нефти горизонта Д,. В то же время, по отдельным пластам значительная часть запасов нефти слабо вовлечена в разработку, что требует определенных мероприятий по дальнейшему совершенствованию системы разработки.
В связи с неравномерным продвижением воды по площади и толщине обводненный объем пласта в каждый определенный момент времени представляет собой пространственную фигуру весьма сложной конфигурации. При прогнозе процесса заводнения продуктивных пластов для определения обводненного объема на различные моменты времени, а, следовательно, и коэффициента охвата пласта заводнением применяется следующий прием [137]:
Пласт делится на ряд вертикальных плоскостей, направление которых выбирается с учетом направления преимущественного движения жидкости. С этой целью можно использовать промысловые или полученные при помощи электроинтегратора карты изобар, данные о времени появления воды в продукции скважин и т.д.
Определив величину коэффициента охвата заводнением в каждом профиле, например, при помощи двухмерных сеток, легко найти показатели заводнения в целом по пласту. Следовательно, при достаточном количестве профилей можно с приемлемой для инженерных расчетов точностью охарактеризовать пространственный процесс вытеснения нефти водой.
Метод профилей позволяет учесть влияние на процесс заводнения расчлененности пласта глинистыми или уплотненными про-пластками, степень вскрытия пласта в скважинах, неоднородности физико-геологических свойств пласта, расположения скважин, величины отборов из различных скважин и конусообразования.
Особенно эффективно использование метода профилей при прогнозе процесса заводнения продуктивных пластов, которые на всей площади подпираются пластовыми водами. Карты фильтрационных потоков можно специально использовать также для исследования влияния на процесс вытеснения нефти водой таких факторов, как:
1) слоистая неоднородность пласта;
2) характер и степень расчлененности пласта непроницаемыми пропластками;
3) параметры перфорации пласта в скважинах;
4) влияние прерывистости пласта на потери нефти в линзах И тупиковых зонах при различной плотности сетки скважин.
140
На основании таких карт можно проводить расчет процесса за-однения и нефтеотдачи пласта. С этой целью получают криволи-
нейную галерею следующим образом. Планиметром замеряют лощадь каждой трубки тока, вернее, части трубки тока, которая
приходится на чисто нефтяную зону залежи. Ширину микропотока пределяют как наикратчайшее расстояние между стенками трубки
тока в районе водонефтяного контакта. Получают характеристику
вытеснения нефти водой, т.е. зависимость
Ро-Ро(т), (2.13)
где РО — коэффициент охвата пласта заводнением; т — относительное количество отобранной жидкости.
Аналогично получают карты фильтрационных потоков для всех профилей, проходящих через добывающих скважины.
Характеристика вытеснения нефти водой в целом по пласту находится из следующего соотношения [137]:
(2-14)
где РО, — коэффициент охвата пласта заводнением по f-му профилю; т, — относительное количество отобранной жидкости; п — общее число профилей.
Широкое распространение получили способы определения коэффициента охвата пластов процессом вытеснения ф0), разработанные во ВНИИ, СибНИИНП и Гипровостокнефти.
Для определения (р0) для рядных систем воздействия по способу ВНИИ необходимо [15]:
— провести детальную корреляцию пласта, определить число зональных интервалов, отметки кровли и подошвы каждого зонального интервала в разрезе пласта каждой скважины;
— построить карты распространения каждого из выделенных зональных интервалов;
— нанести на карту запроектированную систему разработки;
— подсчитать поровые объемы всего и охваченного процессом вытеснения (при данной системе разработки) продуктивного пласта.
При определении объема зон в расчетах принимается средняя эффективная толщина зонального интервала в этой зоне. При ограниченном количестве исходной информации принимается средне-аРифметическая толщина пласта по данным ближайших скважин.
141
ш 1,0- 5
1 m го СО то 0,8- Z~~~-^R**\~\~~~~ / 7 ^fi ' '
ь-го 0,6- ^ /
4 „-" /
0 ^ — ---------------------- s
X 0> 0,4- -""' ___ 1—--'' /
J. ,"'" 2 ^~'''
о 0,2-
1 ______ _---
0 .
93 94 95 96 97 98 Обводненность, % при отключении скважин

Рис. 2.10. Коэффициенты охвата заводнением пласта Б8 . Интервалы прони-
цаемости в мкм2 и соответствующие им доли объема пласта (%):
1 — 0,001. ..0,05 (4); 2 — 0,05... 0,1 (6); 3 — 0,1. ..0, 150(3); 4 — 0,15...0,2 (4);
5 — 0,4. .2,0 (52), 6—0,001 .3,05 (100); 7—0,05... 3,05 (96); « — 0,1. 3,05 (90)
Если зона охватывает большую площадь и в ее пределах имеется карта равных эффективных толщин, то толщина принимается как средневзвешенная по площади. Способ определения охваченных объемов вытеснения изложен в работе [134].
В работе [138] приводятся данные о коэффициентах охвата процессом заводнения горизонтов группы Б Самотлорского месторождения, определенных по методике ВНИИ. На рис. 2.10 приведены результаты расчетов величин коэффициентов охвата заводнением по пласту, ?g"3 как для каждого выбранного интервала, так и для пласта в целом в зависимости от степени обводненности продукции скважин при их отключении. Изучение полученных данных показывает, что величины охвата заводнением в различных интервалах проницаемости значительно отличаются друг от друга. Так для интервалов проницаемости от 0,001 до 0,05 мкм и от 0,4 до 2,0 мкм2 при обводнении продукции скважин равном 93 %, величины охвата заводнением составляют 0,05 и 0,82 соответственно. При этих условиях коэффициент охвата по пласту равен 0,75. Из этого следует, что интервалы пласта Б^г, характери-
142
щИеся проницаемостью от 0,001 до 0,050 мкм , практически не хватываются процессом заводнения.
Для определения р0 площадной системы можно использовать а рассчитанный для однорядной системы, в который вводится поправочный коэффициент [139]:
P0=0,25JJp0*+l] (2.15)
где РО* — величина коэффициента охвата вытеснением для однорядной системы с расстоянием а1 между нагнетательными и добывающими рядами, (а1 — половина стороны квадрата в пятиточечной, девятиточечной и апофема в семиточечной системах). При определении величины а1 в различных площадных системах должно выполняться условие равенства площади, приходящейся на одну скважину, во всех системах, включая и однородную. Для определения коэффициента охвата пласта процессом вытеснения при площадных системах заводнения предварительно определяются РО для однорядной системы с тремя различными расстояниями между добывающими и нагнетательными рядами.
В работе [61] сделан сравнительный анализ систем размещения скважин площадного заводнения по коэффициенту охвата заводнением. Коэффициент охвата заводнением при прямолинейной (однорядной) системе определяется следующей зависимостью:
(2.16)
где Ро — коэффициент охвата заводнением к моменту прорыва закачиваемого агента в добывающую скважину; d, a} — расстояния соответственно между рядами скважин и скважинами в ряду; Цо — отношение подвижности смеси вытесняющей и вытесняемой жидкостей за фронтом вытеснения к подвижности вытесняемой жидкости перед фронтом.
Коэффициенты охвата для пятиточечной, девятиточечной и се-Миточечной систем площадного заводнения, характеризующихся неизменной геометрией размещения скважин, имеют соответст-вУющий вид:
143
Po =0,718
P0= 0,525
= 0,7433
(2.17)
(2.18)
(219)
Результаты расчетов коэффициента охвата заводнением при изменении Цо в пределах 1...50 по соотношениям (2.17—2.19) приведены в табл. 2.17. Значения коэффициентов охвата заводнением определенных экспериментально для некоторых значений параметра Цо даны в табл. 2.18 [61].
Таблица 2 17
Величина РО при различных значениях ц0 в безводный период эксплуатации скважин
Система заводнения Отношение подвижностей ц0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Прямолинейная 0,553 0,479 04S1 0437 04?8 047? 0418 04Н 0,412 0,410

Пятиточечная 0,718 0,622 0,586 0,568 0,556 0,548 0,543 0,538 0,534 0,532
Девятиточечная 0,525 0,455 0,428 0,415 0,407 0,401 0,397 0,394 0,391 0,389
Семиточечная 0,743 0,675 0,649 0,635 0,627 0,621 0,616 0,613 0,611 0,608
Продолжение табл 2 П
Система заводнения Отношение подвижностей цс
12 14 16 18 20 25 30 35 40 50
Прямолинейная 0,407 0,404 0,403 0,402 0,401 0,399 0,398 0,396 0,395 0,395
Пятиточечная 0,529 0,526 0,523 0,522 0,520 0,518 0,516 0,515 0,513 — '— 0,375 __— --------- 0,594 ----- - -------- ' 0,513 0,375 , ------ 0,594 _-- — J
Девятиточечная 0,387 0,384 0,382 0,381 0,380 0,379 0,377 0,376
Семиточечная 0,606 0,604 0,601 0,600 0,599 0,597 0,596 0,595
144
Таблица 2.18
Величины Ро при различных значениях по экспериментальным данным
Система заводнения Отношение подвижностей ц0
1 2 4 10
Прямолинейная 0,550 0,494 0,450 0,390
Пятиточечная 0,698 0,604 0,540 0,510
Девятиточечная 0,530 0,450 0,390 0,375
Семиточечная 0,734 0,689 0,633 —
Как видно, из сравнения табл. 2.17 и табл. 2.18 экспериментальные данные весьма близки к значениям, определенным аналитическим методом. Анализ результатов позволяет установить следующее:
1. Увеличение отношения d/а1 способствует возрастанию коэффициента охвата заводнением РО- Однако необходимо заметить, что увеличение коэффициента охвата заводнением при системах прямолинейной и линейной с шахматным размещением скважин путем уменьшения расстояния между скважинами в ряду при сохранении плотности сетки (площадь залежи на одну скважину) связано с некоторым снижением дебита скважин. Так, при плотности сетки 16 га/скв повышение отношения d/а1 в интервале 1...1,5 приводит к снижению дебита на 6,8 %, при увеличении d/а1 до 2 — на 13,3 % [61].
2. Большое влияние на коэффициент охвата оказывает прерывистость нефтяного пласта. Под термином прерывистость пластов, обычно подразумевают большую или меньшую частоту замещения коллектора непродуктивными, плотными разностями пород. Доля непродуктивных участков в условиях Ромашкинского и других месторождений Татарстана достигает значительных величин. Поэтому возникает необходимость учета влияния прерывистости пластов при решении многих вопросов разработки.
Результаты исследований показывают, что величину непрерывной доли пласта FHenp можно найти с достаточной степенью ^ности уже при редкой сетке разведочных скважин. При одной и же доле непрерывного пласта коэффициент охвата изменяется в симости от соотношения линз и полулинз. Однако, учитывая, На поздней стадии разработки будет осуществлен перенос
145
фронта нагнетания в виде той или иной формы площадного или очагового заводнения, можно приближенно считать, что процессом разработки охватывается половина всех линз и полулинз. На этом основании в работе [11] рекомендована следующая приближенная формула для определения коэффициента охвата, учитывающего прерывистость продуктивного пласта:
V 4- V линз т
I \ •<
п/линз _ Л 511 + К I ~ "'Л1 + *непр/»
где Р„епр — доля непрерывной части пласта; Клинз — доля линз;
^п/линз - ДОЛЯ ПОЛуЛИНЗ.
Из формулы (2.20) видно, что |30 линейно зависит от доли непрерывной части пласта. Таким образом, можно сделать вывод, что Ро зависит только от Кнепр , являющейся свойством данного коллек-
тора, и не зависит от системы разработки пласта. Однако, это не так, во-первых, потому, что формула (2.20) является приближенной, а во-вторых, величину Кнепрне следует рассматривать только
как некоторое постоянное свойство данного коллектора (например, как его пористость или проницаемость).
Пусть имеется участок нефтяного пласта, включающий в себя песчаную линзу. При редкой сетке скважин на эту линзу попадает только одна скважина, выработка ее невозможна. При подсчете FHenp объем этой линзы в непрерывную часть пласта не включается.
При более плотной сетке скважин на линзу попадают две скважины. В этом случае становится возможной частичная выработка линзы, так как одна из скважин может быть нагнетательной, а вторая — добывающей. При этом объем линзы, заключенный между этими скважинами, можно считать непрерывной частью пласта, а остальной объем следует отнести к категории полулинз [21].
Таким образом, величина FHenp оказывается тесно связанной с плотностью сетки скважин, а, следовательно, зависит от сетки скважин и величина РО в прерывистом пласте. Этот вывод полностью соответствует известным выводам исследователей, изучавших влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу в прерывистых пластах [46, 78, 140]. В табл. 2.19 и рис. 2.11 приведены основные данные по степени прерывистости для большой группы нефтяных месторождений Куйбышевской, Оренбургской и ПерМ" ской областей.
146
Таблица 2.19
Данные, характеризующие степень прерывистости продуктивного пласта нефтяных месторождений
Месторождение, пласт Коэффициент воздействия \ Коэффициент охвата пласта сеткой скважин Ро Коэффициент расчлененности АР Коэффициент нерасчлененности Кл
при L=1000 м при ?=1000 м
Пономаревское, Д 0,92 0,96 2,30 0,54
Покровское (Оренбург), Б2 0,86 0,93 4,50 0,51
Мухановское, Д 0,54 0,77 1,32 0,194
Мухановское, Дп 0,80 0,90 3,27 0,525
Мухановское, Дш 0,96 0,98 2,46 0,747
Мухановское, Д[у 0,81 0,92 2,03 0,61
Михайловско-Коханское, Л 0,48 0,74 1,50 0,27
Михайловско-Коханское, Ди 0,86 0,93 2,60 0,39
Михайловско-Коханское, Av 0,82 0,91 2,60 0,50
Батырбайское, 7л + Бб 0,78 0,89 2,30 0,48
Султангуловское, Д1 0,90 0,95 3,50 0,60
Новые Ключи, С-1а 0,76 0,88 2,74 0,44
Новые Ключи, Дц 0,66 0,83 2,30 0,26
%хановское, C-I 1,0 1,0 4,80 0,75
Зольненское, Б2 1,0 1,0 1,00 0,90
Яблоневый овраг, Б2 1,0 1,0 1,50 0,94
Яблоневый овраг, Д 1,0 1,0 3,20 0,84
10*-4654 Ы7
8-80,6
-в--&
CO
50,2
500 1000 Ш 2000 2500
Расстояние между фронтами отбора и закачки L, м
Рис. 2.11. Зависимость коэффициентов охвата пласта сеткой скважин,
коэффициентов воздействия от расстояния между фронтами закачки
от отбора, на месторождениях:
1 — Пономаревское, Дг; 2 — Покровское (Оренбург), Б2; 3 — Мухановское, Дь 4 — Мухановское, Дц; 5 — Мухановское, Дщ; 6 — Мухановское, Д1У; 7 — Михай-ловско-Кохановское, Д; 8 — Михайловско-Кохановское, Дп; 9 — Михайловско-Кохановское, Дш; 10 — Султангуловское, Дь 11 — Новоключевское, С1а; 12 — Новоключевское, Д(1; 13 — Мухановское, Сц; 14 — Мухановское, Сщ; /5 — Дмит-риевское, C(V; 16 — Дмитриевское, Сш; 17 — Дмитриевское, Западный участок, Дп; 18 — Дмитриевское Западный участок, Д^ 19 — Дмитриевское, Восточный участок, Д„
Объем непрерывной части пласта равен:
'непр ~ "эфир" '
(2-21)
где S — площадь пласта при условии, если непрерывная его часть прослеживается всюду; Аэф пр — эффективная толщина пласта, прослеживающаяся на выбранном расстоянии между скважинами. Согласно определению коэффициент воздействия ^ равен:
s; __
эф пр
(2.22)
где Аэф. — эффективная толщина пласта, м. Учитывая (2.21), имеем:
*непр ~ ' ' "эф " •
(2.23)
148
Доля непрерывной части пласта равна: .->• '
у _ *непр _ ' ' "эф1^ _ „
НбПр тл т/
*общ 'общ
Таким образом, доля непрерывной части пласта численно равна коэффициенту воздействия, и рис. 2.11 можно рассматривать, как зависимость доли непрерывного пласта от плотности сетки скважин. Это вполне соответствует общим физическим представлениям. Очевидно, что при очень плотной сетке скважин доля непрерывной части пласта будет близка к единице, так как даже небольшие по размерам линзы и полулинзы будут подсечены значительным числом скважин.
В соответствии с (2.24) формула для коэффициента охвата для прерывистого пласта будет иметь вид
р„ =0,5(1 + 5). (2.25)
Полученный таким образом коэффициент охвата, учитывающий прерывистость продуктивного пласта, практически представляет собой коэффициент охвата пласта сеткой скважин, также он представляется и в работе [141]. Пользуясь приведенной методикой, можно уже на стадии проектирования разработки нефтяных месторождений оценивать сравнительные потери нефти в недрах при различной сетке скважин.
В работе [142] была установлена обратная зависимость между процентным содержанием объема линз прерывистого пласта и коэффициентом песчанистости этого же пласта. Коэффициент песчанистости может быть достоверно определен по относительно небольшому числу скважин. Следовательно, при искомой зависимости уже при небольшом числе пробуренных скважин можно по коэффициенту песчанистости ориентировочно определить и степень прерывистости пласта.
В качестве основного показателя степени прерывистости продуктивного пласта используется коэффициент охвата пласта сеткой скважин. Коэффициент охвата зависит от расстояния между фронтом закачки и фронтом отбора.
Поскольку коэффициент охвата нефтяного пласта сеткой скважин и коэффициент воздействия линейно зависят друг от друга, то Также может быть построена зависимость между коэффициентами в°здействия и песчанистости пласта (рис. 2.12). Полученная зави-
149
1,0
14 17 1516
e
CD
{5 х- 0,9 SI
II 0,8
fg
CD О
0,7
J и,- .*; **
•v* 2 » /•'
9( 'V »6
j
,f • 70
/J / 72
f
Jl 1
/ 7
/
0,2 0,4 0,6 0,8
Коэффициент песчанистости
Рис. 2.12. Зависимость коэффициентов охвата пласта сеткой скважин (при L = 1000м) от, коэффициентов песчанистости на месторождениях:
1 — Понамаревское, Дт; 2 — Покровское (Оренбург), Б2; 3 — Мухановское, Д,; 4 — Мухановское, Дц; 5 — Мухановское, Дш; б — Мухановское, Д)У; 7 — Михай-ловско-Кохановское, Д, 8 — Михайловско-Кохановское, Да; 9 — Михайловско-Кохановское, Дш, 10 — Султангуловское, Дь 11 — Новоключевское, С[а; 12 — Новоключевское, Дц; 13 — Мухановское, Сц; 14 — Мухановское, Сш; 15 — Дмит-риевское, CIV; 16 — Дмитриевское, Сш; 17 — Дмитриевское, Западный участок, Дп
симость (см. рис. 2.12) хотя и является приближенной, позволяет уже в период составления технологической схемы разработки нефтяного пласта, т.е. когда решается вопрос о выборе первоочередной сетки добывающих скважин, в первом приближении оценить потери нефти в зависимости от плотности сетки скважин.
Прерывистость пласта можно рассматривать как разновидность зональной неоднородности. Гидродинамически она проявляется увеличением фильтрационных сопротивлений. Последнее происходит из-за удлинения пути движения жидкости к забоям добывающих скважин, поскольку ей приходится огибать встречающиеся участки плотных пород (неколлекторов).
В табл. 2.20 приведены данные по прерывистости пластов горизонта Д]. Из табл. 2.20 видно, что прерывистость пласта б\+г Аб-драхмановской площади Ромашкинского месторождения составляет порядка 45 % от их общей площади [43]. Исследованиями по моделированию процессов нефтевытеснения установлено, что с рос-
150
Таблица 2.20
Прерывистость пластов горизонта Дг
Пласт а #1+2 Доля неколлекторов, ш Доля коллекторов, 1 — со /, м d, м /7 /i* Чр / *-ср,м
неколлектор коллектор
Абдрахмановская площадь
0,408 0,592 600 895 1500 2150
1525 2240
0,442 0,558 600 811 1440 1450 1810 1820
63 0,394 0,606 600 776 1275 1300 1940 1985
в 0,448 0,552 600 787 1415 1385 1740 1710
Южно-Ромашкинская площадь
а 0,524 0,476 400 528 1100 ИЗО 995 984
GI+I 0,495 0,504 400 474 928 928 947 972
бз 0,324 0,676 400 561 816 1695
928 1700
в 0,304 0,696 400 586 845 815 1880 1890
Восточно-Сулеевская площадь
а 0,593 0,407 400 523 1270 1250 875 932
бц-г 0,658 0,342 400 526 1510 1495 858 812
63 0,273 0,727 400 466 645 619 1670 1730
в 0,316 0,684 400 502 737 772 1520 1530
151
том доли неколлектора со наблюдается увеличение фильтрационного сопротивления По величине оно больше очевидного увеличения в 1/1 — со раз и равно АЛ — со, где X > 1. Возникновение дополнительных сопротивлений связано с извилистостью потока жидкости в пласте. Формула коэффициента увеличения фильтрационных сопротивлений [143]
1-е
-(0,70-а,) [4-
(2.26)
где А, — коэффициент увеличения фильтрационных сопротивлений; L — расстояние от линии нагнетания, измеренное в тех же единицах, что и размер отдельного участка d; Lid — число цепочек участков, уложившихся в рассматриваемой полосе шириной S. Фильтрационное сопротивление этой полосы 'Q будет обратно пропорционально ее ширине S и гидропроводности участка коллектора Khl\i
khs 1 - w
(2.27)
Коэффициент увеличения фильтрационного сопротивления для полосы, начинающейся на расстоянии L\ от линии нагнетания и заканчивающийся на расстоянии L2, будет
22 — 11
(2.28)
С увеличением со увеличивается доля участия первого добывающего ряда в общей добыче всех рядов. Для рассматриваемого примера эта закономерность описывается формулами [43]:
(2.29)
где <зг2
лектор.
152
-- = 0,270-0,065(0
-- = 0,135-0,130(0
— средний дебит скважин, вскрывших некол-
Часть скважин в замкнутых и застойных зонах практически не оаботает (табл. 2.21) [43]. Доля скважин с нулевой производительностью, среди скважин, вскрывших коллектор равна
80=оЛ (2.30)
Таблица 2 21 Зависимость производительности скважин от прерывистости пластов
Определяемая величина Доля неколлектора, со
0,0 0,2 0,3 0,4
Доля скважин с нулевой производительностью, среди скважин, вскрывших коллектор 50 0,000 0,006 0,026 0,079
Средний дебит скважин, вскрывших коллектор
qi (первого ряда) 82 73 66 64
дг (второго ряда) ^ t 37 29 25 22
9г =Ч\ +92 +93 138 116 100 93
Неоднородность скважин одного ряда, вскрывших коллектор по дебиту v\q) 0,007 0,070 0,121 0,386
Промышленные запасы нефти, привязанные к этим скважинам, будут полностью потеряны, если в последующем каким-либо способом не будет изменена существующая система разработки (вследствие переноса нагнетания или путем бурения новых скважин). Формула квадрата коэффициента вариации, характеризующего неоднородность по дебиту между скважинами одного ряда, вскрывающими коллектор, имеет вид:
i . * л
(2.31)
1-ш
Эта неоднородность связана с извилистым- движением потока жидкости в пласте, обтекающего участки неколлектора.
Проведенные исследования по изучению охвата в тупиковых зонах (полулинзах) прерывистого пласта в работе показали, что на коэффициент охвата в полулинзах решающее значение оказывает
153
направление фильтрационных потоков. Для полулинз с перпендикулярным направлением фильтрационных потоков (т.е. упирающимся в полулинзы) при смещении скважины внутри полулинзы относительно центра ее дебит практически не изменяется. Одновременно сокращаются сроки начала обводнения от 2 до 6 % [144] Коэффициент охвата заводнением РО и доля нефти пп в продукции скважин зависят от безразмерного времени т (под т понимается отношение накопленной добычи жидкости в скважине к абсолютным запасам нефти всего элемента), но не зависят от положения скважины относительно границ полулинзы. Охват полулинзы, подсчитанный по отношению ко всему объему элемента на момент обводнения скважины на 90 %, составляет свыше 80 %, тогда как охват заводнением самой полулинзы при том же проценте обводнения составляет менее 50 % Таким образом, для полулинз с перпендикулярным направлением потока по отношению к полулинзе положение скважин вдоль ее горизонтального диаметра существенно не влияет на дебит, срок разработки и коэффициент охвата. При наличии рентабельных запасов нефти в полулинзе, вскрытой одной скважиной основного фонда, может возникнуть необходимость в бурении на нее дополнительной (резервной) скважины. И только при этом условии из этой полулинзы будут достаточно полно извлечены запасы нефти.
На коэффициенты охвата пластов заводнением значительно влияет положение скважин относительно границ полулинзы по направлению потока. Если поток, проходящий мимо скважины, распределяется на два русла, то коэффициент охвата пластов сильно зависит от формы и направления потока относительно местоположения скважины и потокораспределения. Благодаря этому резко меняются время начала обводнения и значения коэффициента охвата [144] (табл. 2.22).
• Коэффициенты охвата в полулинзах представлены дробью, в числителе указан охват заводнением площади самой полулинзы, т.е. площади, ограниченной полуокружностью и линией, проходящей через скважину, а в знаменателе — охват заводнением всей площади элемента.
• В задаче А и Б поток, проходящий мимо скважины, распределяется на два русла. В задаче Б часть потока, проходящая справа от скважины, составляет 0,44 % от потока, а в задаче А — 5,0 %. В задаче В поток, не расщепляясь, проходит слева от скважины.
154
Таблица 2.22
Зависимость коэффициента охвата пласта воздействием от места положения скважины в полулинзе
Показатели Значение показателей охвата заводнением полулинз (направление потока сбоку) и срока разработки их при обводненности
0% 20% 40% 60% 80% 90%
Срок разработки, год А 1,99 2,04 2,11 2,31 3,10 4,53
Б 3,26 3,28 3,55 4,34 5,64 7,07
В 1,02 1,06 1,19 1,41 1,85 2,57
Коэффициент охвата по площади, % А 7,0 44,1 8,1 45,1 9,6 46,6 12,9 50,2 22,6 63,3 34,7 78,8
Б 29 69,8 45,1 76,2 83,0 90,3 94,3 97,3
В 0 23,3 0 24,2 0,7 26,9 2,1 31,0 4,0 38,7 7,9 50,3
Примечание Расчеты охвата площади полулинзы заводнением проводились при постановке задач А, Б, В
А — полный поток Q= 54,36, дебит скважины q = 20,51 м3/сут
Б — полный поток Q = 52,56, дебит скважины q - 18,29 м3/сут Л ' и
В — полный поток Q = 56,19, дебит скважины q - 21,91 м'/сут '
При Rlr = 0,35 (Rvir —- радиусы соответственно скважины и полулинзы) и обводеннности скважины равной 90 % коэффициент охвата всего элемента достигает максимума — 0,5, а охват заводнением самой полулинзы не достигает и 0,1. На момент подхода контура нефтеносности к скважине (пв = 0) объем полулинзы вообще не охватывается заводнением, а охват всего элемента составляет всего лишь 0,23.
Когда скважина расположена в центре полулинзы (Шг = I), коэффициент охвата как объема полулинзы, так и объема всего элемента, значительно возрастают. Однако даже при 90%-м обводнении скважины коэффициент охвата полулинзы составляет всего 0,35.
Таким образом, когда поток проходит мимо полулинзы, решающее влияние на величину коэффициента охвата оказывает положение скважины основного фонда в полулинзе. Для полулинз,
155
расположенных сбоку от потока, положение скважин существенно влияет на коэффициент охвата. Наиболее благоприятным расположением будет, когда скважина смещена вперед вдоль потока. Тогда запасы нефти в полулинзе можно вырабатывать без бурения дополнительных скважин. Если, поток не расширяется, а весь проходит в стороне от скважины, то запасы нефти в самой полулинзе почти не будут охвачены процессом вытеснения. Очевидно, для извлечения запасов из нее необходимо бурение дополнительной скважины, которая должна быть пробурена позади добывающей скважины по направлению потока.
Условно можно принимать, что запасы линзы, вскрываемые только одной скважиной, не говоря уже о тех, которые вообще не вскрываются, не будут выработаны и вся находящаяся в них нефть будет потеряна, так как при проектируемых режимах разработки, когда забойное давление значительно не снижается ниже давления насыщения, нефтеотдача за счет упругого расширения может составить лишь 2...3 % [121]. Поэтому для извлечения нефти из линз вскрытых одной скважиной, возникает необходимость в бурении на них дополнительных скважин.
В работе [145] приводится метод определения коэффициента охвата процессом вытеснения только в линзах при различном расположении скважин, причем для простоты расчетов линзы принимаются круглой формы. Коэффициент охвата в момент времени /„:
С увеличением расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами начало обводнения наступает позднее, а коэффициент охвата возрастает быстрее. В вариантах с близкими расстояниями между скважинами при количестве прокачиваемой жидкости, равной одному объему запасов нефти, р„ составляет около 30 % объема линзы. С увеличением количества прокачиваемой жидкости до 2,5 объемов запасов увеличивается и коэффициент охвата. Он составляет приблизительно 50 %. Эти варианты характеризуются наиболее близкими расстояниями между добывающей и нагнетательной скважинами.
Наиболее высокий коэффициент охвата процессом вытеснения на начало обводнения, а также и при других процентах обводнен-
156
сти пъ, достигается в том варианте, где нагнетательная и добытая скважины наиболее удалены друг от друга. С увеличением асстояния между добывающими и нагнетательными скважинами ффициент охвата процессом вытеснения резко возрастает с 2.. 3 % для близко расположенных скважин до 50 % для наиболее удаленных скважин Очень важно отметить, что на коэффициент охвата практически не влияет удаленность скважин от границ линзы, а имеет значение лишь расстояние между скважинами. Следует подчеркнуть, что это весьма важный результат, показывающий, что одинаковых значений коэффициента охвата можно достигнуть при закачке воды независимо от расположения скважин относительно границ линзы.
В работе [146] изучалась особенность заводнения на Абдрах-мановской и Павловской площадях Ромашкинского месторождения. Анализ распределения заводненных интервалов по толщине пласта показал, что заводнение коллекторов, расположенных в зоне внутреннего контура нефтеносности, происходит с подошвы пласта. Если коэффициент охвата меньше 1,0, тогда незаводненной оказывается кровельная часть пласта. В процессе анализа случаи прорыва воды в интервале данного пласта по средней части коллектора не наблюдалось, хотя в начальный момент и не исключены случаи послойного обводнения, но это не определяет в целом характер заводнения пласта. Заводнение пластов с подошвенной водой также характеризуется отсутствием непромытых участков ниже текущего положения водонефтяного контакта.
Полученные результаты не согласуются с выводами некоторых исследователей [147] об опережающем продвижении воды в процессе заводнения по отдельным прослоям за счет различия коллек-торских свойств. Так, изучая анизотропию терригенных коллекторов, с точки зрения изменения коллекторских свойств, а также характера движения в них флюида, они считают, что кровля и подошва пласта более анизотропны, чем средняя часть его. Поэтому предполагается, что наиболее вероятным источником поступления вытесняющего флюида является средняя часть коллектора, т.е. средняя часть должна обладать лучшими фильтрационными свойствами, что обеспечивает лучшую продуктивность.
В работе [146] проведен анализ профилей притока нефти по скважинам, которые обводнились закачиваемой водой в процессе эксплуатации. Для этого по принципу построения «геолого-статистических разрезов» были проанализорованы профили прито-
157
ков по 67 скважинам Абдрахмановской площади. Рассматривались те скважины, где весь интервал пласта вскрыт перфорацией. Оказалось, что наиболее интенсивно работающие интервалы толщины пла_ ста приурочены к подошвенной его части, интенсивность работы остальных интервалов уменьшается к кровле. Так, например, с удельной продуктивностью 30 % и более работает, в основном, подошвенная часть коллектора. В кровельной части удельная продуктивность составляет преимущественно 10...20 %. Установленные факты распределения удельной продуктивности и заводненных интервалов по толщине коллектора дают основание предполагать, что в процессе движения закачиваемой воды по пласту происходит гравитационная сегрегация его с нефтью из-за разности значений их плотности.
В работе [ 146] проведен также анализ влияния на коэффициент охвата расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами, вскрывшими заводненные коллекторы. Для анализа использованы скважины, расположенные в зоне внутреннего контура нефтеносности, заводнение по которым связано с продвижением фронта закачиваемой воды. Скважины подразделены на две группы: В первую группу вошли скважины, расположенные от зоны нагнетания на расстоянии не более 700 м, а во вторую — скважины, удаленные на расстояние свыше 700 м. Группы оказались равнозначны по объему выборки. Среднеарифметический коэффициент охвата по первой группе скважин составил 0,85, а по второй — 0,65. Полученные средние величины показывают, что с приближением к зоне воздействия охват пласта заводнением увеличивается. В 13 % рассмотренных скважин пласты оказались заводненными полностью, а в 87 % — коэффициент охвата заводнением по толщине составил меньше 1,0. Заводнение происходит с подошвенной части коллектора и незаводненной толщиной оказывается кровельная часть его. Оценивая особенности заводнения коллекторов закачиваемой и пластовой водой отмечается, что при заводнении нефтяных пластов минерализованной пластовой водой коэффициент охвата по толщине составляет в среднем 0,64, в то время как при вытеснении закачиваемой водой — 0,74, при этом значения его как в первом, так и во втором случаях изменяются в широких пределах от 0,2 до 1,0.
В значительной мере охват пластов заводнением зависит от капиллярной пропитки.
Физически процесс заводнения неоднородных пластов может быть представлен в следующем виде. За счет внешнего перепада давления происходит послойное внедрение воды в залежь, а за счет
158
капиллярной пропитки синхронно с этим идет процесс дополнительного охвата заводнением смежных менее проницаемых нефте-насыщенных слоев. Следовательно, полный результирующий коэффициент охвата заводнением неоднородного пласта складывается из двух элементов [31]:
Р0 = Ро поел +Ро кап, (2-33)
где РО поел — коэффициент охвата при послойном заводнении; РО кап — дополнительный коэффициент охвата за счет капиллярной пропитки.
В работах [148, 149] изложены результаты экспериментальных исследований на слоистых и трещиноватых моделях пласта, в которых установлена капиллярная пропитка, ведущая к выравниванию (устойчивости) фронта вытеснения. Эти процессы могут быть обусловлены только явлением капиллярных противотоков — встречным движением воды по мелким поровым каналам из заводненных слоев в нефте-насыщенные, а нефти — по крупным каналам в заводненные слои.
Текущая величина дополнительного коэффициента охвата заводнением пласта за счет капиллярной пропитки в общем виде равна:
Рокап=А (2.34)
где s — текущая поверхность контакта нефти и воды; h —• текущая высота (глубина) капиллярной пропитки или «размытой зоны».
С увеличением коэффициента охвата пласта заводнением повышается вероятность влияния обводненных трубок тока, вследствие чего уменьшается и поверхность контакта нефти с водой. Текущая безразмерная поверхность контакта нефти с водой может быть выражена следующим соотношением [31]:

•(l-ponoai) (2.35)
где F(Ka) — интегральная функция распределения для проницаемости Кл, или доля объема пласта проницаемостью Кл от общего объе-
ма; Кк ср =-----—^— — средняя проницаемость нефтенасыщенной
Р\Кл)
части пласта; РО П0сл — коэффициент охвата заводнением пласта на Момент прорыва воды по слою с проницаемостью Ка.
159
Глубина капиллярной пропитки определяется [149]:
dh = vnfon-dt, (2.36)
здесь vnpon — скорость капиллярной пропитки; t — время (продолжительность) пропитки.
Перепад капиллярного давления при противотоке с учетом гравитационных сил равен:
2crcos9 , ..
(2.37)
где о — поверхностное натяжение на контакте нефти с водой; 9 — угол смачивания; Ду — разность плотностей нефти и воды; т — пористость; с------------параметрический коэффициент; К*р=%-Кн —
средняя проницаемость нефтенасыщенных зон пласта для капиллярной пропитки, т. е. по нормали контакта к поверхности нефти и воды; % — коэффициент анизотропии, учитывающий уменьшение проницаемости в вертикальном направлении.
Зависимость дополнительного коэффициента охвата заводнением за счет капиллярной пропитки от поверхностно-капиллярной характеристики пласта, темпа разработки пласта и степени его заводнения:
Ро
(l-Роаосл)*
a cos9m0-5/С' А" х.----------------^_ln^22!L. (2.38)
V ^pka Ка
Прямым следствием капиллярной пропитки (противотоков) послойно обводненных пластов будет являться перемешивание нефти и воды — повышение нефтенасыщенности заводненных слоев, т. е. выравнивание насыщенности фаз в объеме пласта.
В результате этого в заводненных слоях будет появляться подвижная нефть, а в нефтенасыщенных — подвижная вода, что в свою очередь будет обусловливать изменение соотношения расходов нефти и воды, т. е. обводненности добываемой продукции.
Дополнительный коэффициент охвата заводнением за счет капиллярной пропитки при принятых условиях не превышает
160
о ап = 0,080...0,085. Если реальный пласт при заводнении пред-тавить бессистемным расположением заводненных трубок тока щНурков» в объеме пласта, то дополнительный коэффициент ох-вата может достигать 0,16...0,20 и более [31]. Однако указанные зНачения коэффициента охвата заводнением пласта за счет капиллярной пропитки нельзя рассматривать как обязательный прибавочный коэффициент охвата независимо от условий разработки, так как при определении глубины капиллярной пропитки [149] было принято допущение, что пористая среда состоит из непрерывных каналов постоянного сечения, обладающих постоянной и одинаковой смачиваемостью поверхности. В реальных пластах эти условия не соблюдаются. Пористая среда состоит из «четочных» каналов, т. е. каналов резко переменного сечения, которые могут быть прерывистыми и обладать различной и непостоянной смачиваемостью [150]. Вследствие этого капиллярные силы в реальной пористой среде имеют прерывистый характер [151, 152].
При нахождении менисков в сужениях поровых каналов и при гидрофильной поверхности их капиллярное давление направлено в сторону менее смачивающей фазы — нефти, а при движении мениска через расширения и гидрофобные участки поверхности поровых каналов капиллярное давление будет даже обратным по знаку, т. е. направлено в сторону воды (рис. 2.13) [152]. Поэтому самопроизвольное проникновение воды из заводненных слоев в нефтена-сыщенные за счет капиллярных сил не может быть глубоким. Чтобы дополнительный охват заводнением пластов за счет капиллярных сил был достаточно высоким, необходимо создать определенные технологические условия. Увеличить глубину капиллярной пропитки, а следовательно, и дополнительный охват пласта заводнением можно только неоднократным созданием гидростатического перепада давления между водонасыщенной и нефтенасыщенной зонами, что практически возможно осуществить лишь циклической закачкой воды в пласт или циклическим отбором жидкости.
Нефти некоторых месторождений Татарстана, Башкортостана и Других регионов Российской Федерации обладают вязкопластиче-скими свойствами в пластовых условиях или приобретают эти свойства при снижении температуры пласта. Теоретические исследова-Ния [153—155] показывают, что коэффициент охвата при вытеснении водой таких нефтей будет значительно отличаться от коэффициента охвата вытеснением обычных ньютоновских нефтей, за счет °бразования застойных зон в пласте.
11-4654 161
1,0
ъ
s х
I
0,8
I
0,6
s
Ф
л nt g
о.
к
0,4
0,2
0,4 0,8 1,2 1,6
Относительный объем жидкости,
прокачанной через пласт, п о
2,0
Рис. 2.13. Динамика показателей заводнения неоднородного пласта с у четом капиллярной пропитки:
коэффициенты охвата без учета (1), с учетом (2) капиллярной пропитки
Исследования по определению коэффициента охвата заводнением по толщине пласта при вытеснении вязкопластической жидкости проведены в работе [156]. Результаты опытов исследовались в зависимости от параметра
*т= —, (2.39)
№.
выражающего соотношение сил пластичности и гидродинамических сил.
Здесь k, F — соответственно проницаемость и площадь поперечного сечения пласта; q — расход жидкости; т — начальный градиент сдвига.
162
10
15
20
25
Рис. 2.14. Зависимость максимального коэффициента охвата пласта по толщине от параметра щ:
1,2 — соответственно расчетная и экспериментальная кривые
Эксперименты показали, что при достижении предельной обводненности для каждого значения параметра к, существует максимально возможная высота подъема водонефтяного контакта: у кровли пласта образуется зона застойной нефти. При вытеснении же обычных ньютоновских жидкостей в горизонтальном по толщине пласте в идентичных условиях конечный коэффициент охвата равен единице [154]. На рис. 2.14 приведены зависимость максимального коэффициента охвата по толщине РО от параметра п^ (кривая 2), полученная по экспериментальным данным, и зависимость Ро от щ (кривая 1) вычисленная по схема раздельного движения [155]. Наиболее резкое падение коэффициента охвата происходит в Диапазоне значений щ от 0,5 до 5, причем расчеты коэффициента РО Дают вначале завышенное значение, а затем заниженное, по сравнению с экспериментом.
Значения коэффициента нефтеотдачи т) в зависимости от параметра тг, приведены на рис. 2.15. Как следует из рис. 2.15, с
163
1
го
ф
X
н
S
•I
-8-о
0,6
0,4
0,2
\
\
\
0,2 0,3 0,50,7 1
23 5 7 10
20 30 тс,
Рис. 2.15. Зависимость коэффициента нефтеотдачи от параметра тц: скорость вытеснения У, м/год:
;_К=1,6,2 — К=2, 3— К-5, 4— К= 10
увеличением параметра л^, что соответствует уменьшению скорости вытеснения, при постоянных свойствах пористой среды и жидкостей, коэффициент нефтеотдачи для вязкопластической жидкости уменьшается. Поэтому разработку пластов, содержащих неньютоновскую нефть, следует проводить при возможно высоких темпах вытеснения, чтобы сводить до минимума застойные зоны
В работе [156] для оценки коэффициента охвата при вытеснении нефти водой в пласте большой толщины, когда жидкости обладают вязкопластическими свойствами использованы математические модели A.M. Пирвердяна [157] и И.А.Чарного [158], которые предполагают раздельное движение при гидростатическом распределении давления в поперечных сечениях потока. Жидкости отличаются вязкостью, плотностью и величиной предельного напряжения сдвига [153]. Тогда из закона Дарси, записанного с поправкой на градиент давления сдвига, следует [158]:
164
(2.40)
+ „1
дх
n условий неразрывности
dQi ду dQ2 д(н*
-------------— ft} ------ ^--------------— Щ ----i-----------
дх dt дх dt
можно получить уравнение движения границы раздела жидкостей в виде:
/ А (и* \ г А л л А УоУ_______к д у\Н -у) ( дУ_ + лЛ + тдУ- = о (241)
"*-у v-i дх ^Qy + н* -у\ дх ) dt
где Q\, Qi, М-ь Ц2, Уь У2, tb т2 — соответственно расходы, вязкости, объемные веса и предельные градиенты давления сдвига воды и нефти, Q(t) - Qi + Q2; Ay = yi — y2, At = TI — т2; х, у —прямоугольные координаты; Н— толщина пласта; Н* — эффективная толщина пласта при заданных параметрах процесса; k, т — проницаемость и
пористость породы; t — время; ^0 =—.
Принимая Q(f) - const' •' >"
5 = -L Т= Qt « = •?- и*= — Я' Н2т' Я' Я
в случае Ау = О,
* 1 7
'
где ф'(м) — функция, выражающая скорость движения точек фаницы раздела жидкостей, характер которой представлен на рис. 2.16.
Для функции ф'(м), представляющей собой относительное содержание воды в сечении потока, справедливо соотношение:
0<<р'(и)<1, (2.44)
Что равносильно условиям:
<4fe* 1
l. „, . (2-45)
165
Рис. 2.16. Перемещение границы раздела в процессе вытеснения:
Л — Х2 = 0; а — Но = 2, xi = 0,6; б — щ, = Ю; Xi = 0,6; в — Цо = 2; Xi = 6;
У —Г= 1,39;2 —Г=3,978;3—-Г= 14,34; 4—Г= 23,1.
? — Но = 10; а — х2 = 6; Xi = 6; б — х2 = 0; Xi = 6; в — Х2 = -6; Xi = 6; г — Х2 = -60,
Xi = 60; / — Т= \ 1,1, 2 — Т= 1,51,3, 4—Т= 4,69, 5—Т = 2,73; 6— Т= 1,96;
7— Г= 1,19; S —Г= 0,30; Р—Г= 13,35
Неравенство (2.45) показывает, что для •fy < -I в слоях, прилегающих к кровле пласта, течения жидкости не происходит и образуется застойная зона. Эффективная работающая толщина и , зависящая от параметра Хг> будет определяться соотношением:
Х2
-Но ~5
1 + Х2
(2.46)
(2.4ба)
при Х2 ^ Цо - 1 величина ^'(м = 0) < 4'(м = О- Эт° указывает на то, что при -fci> \IQ - \ вытеснение происходит «поршневым» образом со скоростью ?,'(и = 1), а граница раздела параллельна ее начальному положению. Когда ^ > (Но - 1, движение границы неустойчиво, первая жидкость вклинивается в область занятую второй жидкостью, со скоростью, равной Цо- Х2-
166
Коэффициент охвата заводнением пласта по толщине до Момента прорыва р для 4(") = 0 составляет [158]
(5=1
Максимально возможное значение коэффициента охвата после прорыва рт численно равно и, т. е. рт = и*.
В случае Ду^ 0. В качестве граничных условий принимаем, что на входе в пласт ? = 0 подается постоянный расход воды; на выходе
du , „ ? = L, полагаем — = 0 . Эти условия записываются в виде:
при 5=0; (2.48)
- = 0 при 5 = 1. - (2.49)
Предполагается, что в начальный момент Г = 0 в пласте была одна нефть, т. е.
и&О) = 0. (2.50)
Пусть теперь %г < 0- Учитывая, что ф'(м) < 1, получим
_^<_L + 1L. (2.51)
j )) I * Ч Vf V> '
d? xi« Xi
Необходимым условием выполнения последнего является положительное значение его правой части. Это говорит о том, что, как и в случае фильтрации жидкостей с одинаковой плотностью, в пласте у кровли образуется застойная зона. Эффективная толщина " и конечный коэффициент охвата рт определяются неравенством (2.46).
Пусть теперь Хз > 0- Анализ условий (2.44) для такого случая
Показывает, что при больших — и %, производная — по абсолют-
Xi <Э?
Ной величине будет достаточно большой, следовательно, коэффициент охвата в безводный период Р будет значительным и зависи-
167
ft.
-10
-20 ' -30
-40
-50 -60
Рис. 2.17. Зависимость коэффициентов охвата f)0 и Д, от параметра tf:
прицо = 2:7 —х, = 0;2 —xi = 0,6;3--xi=6;4 —x,=60; прицо=10:5 —Xi = 0;<5 —х, = 0,6;7 —x, = 6;S—Xi=60
Влияние безразмерных параметров %ь & и Цо на форму границы раздела жидкостей, показано на рис. 2.16.
С уменьшением темпа вытеснения и усилением реологических свойств нефти коэффициент охвата Р существенно уменьшается, причем эта тенденция проявляется значительнее при изменении % от 0 до -10 и небольших соотношениях вязкостей жидкостей (Jo (рис. 2.17). Различие в удельных весах жидкостей оказывает большое влияние на величину (3 при %z = О и малых значениях fv
Таким образом, при Ха < О низкие темпы разработки пласта могут привести к весьма значительному снижению охвата толщины заводнением; когда & > 0» с уменьшением скорости закачки коэффициент охвата пластов возрастает.
В настоящее время существует ряд методик оценки коэффициента охвата, основанных на различных моделях пласта. Разнообра-
168
зйе методик обусловлено сложностью строения объекта разработки и в частности, существованием различных масштабов неоднородности коллектора. Осведомленность разработчика о строении пласта для разных масштабов также может быть различна.
Ниже приводятся некоторые методики расчета коэффициента охвата пластов заводнением.
Определение коэффициента охвата по времени однородного по проницаемости пласта постоянной толщины. Для упрощения гидродинамических расчетов с достаточной степенью точности криволинейную галерею заменяют трапецией исходя из условий равенства фильтрационного сопротивления реального сложного потока эквивалентному сопротивлению трапеции и равенства запасов нефти реальной залежи и схематизированной в виде трапеции [53]. Задаются давления на контуре питания рк и эквивалентной галереи рг, равные забойным давлениям добывающих скважин; вязкость воды не равна вязкости нефти; изменение фазовых проницаемостей в переходной зоне нефть — вода учитывается по зависимостям Эфроса — Оноприенко в аппроксимации Ю.П. Борисова [48].
Расчетные зависимости до прорыва воды в эквивалентную галерею по главной линии тока можно получить в такой последовательности
у = Ч>^„; y(L) = vL-b, (2.52)
где
Ф = /СТ= ° , , . (2.53)'
с — половина расстояния между скважинами.
Выполнив интегрирование в указанных пределах, можно получить дебит жидкости (нефти) полосы шириной о до прорыва воды по главной линии тока в эквивалентную галерею в следующем виде: ' '
akhAp
Т _ Г
max 1 су с л\
-- ( '
169
В момент прорыва воды в галерею по главной линии тока, когда LI - /ф, уравнение (2.54) можно записать в виде: ,
akh&p * j
Когда /ф > LI, течение к галерее можно представить в виде двух зон.
1-я зона, где /ф > L(f) изменяется от L{ до L, фильтруется смесь нефти и воды, и II-я зона, где /ф < L (L изменяется от L до L^^) фильтруется смесь нефти и воды и чистая нефть.
у
В 1-й зоне y(L) = oZ — 6, где а = — — -- элементарный рас-
L, -L}
ход воды имеет следующий вид: 1 .
где ?1(@ук) — фильтрационное сопротивление элемодрмрного потока, зависящее только от количества объемов прокачиваяюйлкидкости:
kh&py j
Здесь Lj = L$; y} — ширина потока, соответствующая положению /ф>/].
Проинтегрировав выражение (2.57) в указанных пределах, получим дебит жидкости в первой зоне-
«... '-- (2-58)
Дебнг жидкости II зоны можно записать в виде:
(а-у j)kh&p (^В0-цн)? 7 +^„^ти -„.
9жп=Т; - т~Т — 1п - ы - "' ( '
V^max-^j^H ^в"^у
Суммарный дебит обеих зон после прорыва воды в криволинейную галерею равен q* = q\ + qn. 170
Для определения значений указанных выше дебитов жидкости в I и II зонах после прорыва последовательно задаемся различными значениями ?ф > L\, графически находим соответствующие им значения у} < а и затем получаем &QX:
Д(?>ж) = 1,7 + 8z, + 25zf, (2.60)
fwJ^F j где z/=lfer
Очевидно, что до прорыва дж = qn, после прорыва дебит жидкости #жн равен дебиту нефти ди в суммарном потоке жидкости.
Для определения доли нефти в потоке жидкости в зонах I и П после прорыва можно использовать зависимость из работы [159]:
/(Р) = — zf- (2.62)
4 t*o
Время для соответствующих положений определяется по следующей формуле:
/ \ /(о - у.)+ (а - у, , )mh8 At = (LJ+l -Lj) V **' V "°-'У------. (2.63)
Теперь, имея параметрические зависимости:
получаем зависимости дебита жидкости по нефти во времени до прорыва воды в скважины (эквивалентную галерею) и после него:
<7ж= Изменение нефтеотдачи во времени можно получить из соотношения:
(2.66)
*зап геол
По известной нефтеотдаче yj = r\(t) и коэффициенту вытесне-
2 ния рвыт =1-рсв-рон — ^ф определяется изменение коэффициен-
та охвата во времени:
171
^ " (2.67)
Рвыт
Данный метод расчета предполагает определять суммарные характеристики по месторождению при представлении сложного фильтрационного потока в «-рядную систему скважин одной эквивалентной галереей.
Неоднородность по проницаемости можно учитывать по схеме слоисто-неоднородного пласта Маскета — Борисова [48] при том или ином законе распределения пропластков по толщине.
Коэффициент охвата, связанный с неоднородностью по проницаемости, определяется из тех же физических представлений, что и доля нефти в потоке жидкости [53]. А именно, в момент t прослои с проницаемостью больше k (от k до k^) будут полностью заполнены водой (в пределах рассматриваемого вертикального сечения), а меньше k (от 0 до &) — частично и водой и нефтью.
Тогда охват вытеснением до данного сечения может быть представлен отношением суммы объема прослоев, полностью занятых водой и частично ко всему объему пласта от галереи до рассматриваемого сечения.
Относительный объем прослоев, полностью занятых водой, будет:
(2.68)
v '
оо
is ,
частично занятых водой, —
k
dk
о Тогда будем иметь:
fjfc/j (k)
f /i
-Ф$)}+ \kf,(k)dk %
P0= - rr-5 - • (2-70)
172
Доля нефти в потоке жидкости и коэффициент охвата опреде-
— k ляются как функции безразмерной проницаемости k = - , а так-
же вспомогательная функция F,l, которая применяется для оценки коэффициента охвата пласта, связанного с его неоднородностью 0о проницаемости [48]. Используем для этих целей обобщенную функцию распределения проницаемости.
Обобщенная функция распределения проницаемости имеет вид [53].
(\ -<х{ -=—} ] Г _ / _\ Тя
0=е U )-[Vkv(R-k)J, (2.71)
где k = — (k — проницаемость); о — среднеквадратическое откло-
а
нение; R — размах распределения, выраженный в а.
Тогда плотность распределения проницаемости в безразмерном виде для обобщенного закона распределения будет:
(2.72)
(л К, /?
Плотность распределения проницаемости преобразованного пласта для учета непоршневого вытеснения нефти водой [48]:
/1 (*)=/(*)
1 —
1-рсв-р
ев Кои
F, (2.73)
где 2ф — разность между нефтенасыщенностью на «фронте» вытеснения и остаточной нефтенасыщенностью после длительной «промывки» пласта водой р0 „; рсв — насыщенность перового пространства связанной водой.
Выражение для обобщения функции распределения проницаемости с учетом «промывки» пласта [53]:
(it ) = J/j'(it )<* = (к*'1 + LA "2 + MA -4 + Ш ~5 )+
(2.74)
где К, L, M, N, О, Р, Q, R — постоянные коэффициенты.
173
Вспомогательная функция F,(i), необходимая ЯЯЯ |»счетов коэффициента охвата и нефтеотдачи согласно [48]:
* F}(k)= l[l-0(k)]dk. , „ (2.75)
О л
Закономерности процесса охвата пласта заводнением, определенные в условиях разработки тонкого и слоистого пласта, в некоторых случаях могут существенно различаться.
В работе [160] коэффициенты охвата фильтрацией пористой среды со случайными неоднородностями оцениваются как мера выбросов случайного поля диссонирующей энергии. В частности, для модели фильтрации с предельным градиентом, уровень выбросов определяется величиной предельного градиента. Определение коэффициента охвата пласта связывается со структурой функции распределения скорости фильтрации.
Оценку коэффициента охвата пласта находят, воспользовавшись структурой функции распределения скорости F(w), где w — абсолютная величина скорости. Для этого необходимо найти скорость w° такую, что за реальные времена вытеснения из области со скоростями w < w° жидкость не извлекается. При фильтрации с предельным градиентом w° определяется величиной предельного градиента сдвига [159]. Примем w° = w\, и определим коэффициент охвата пласта:
К = 1-р(щ)-К, (2.76)
где А, — доля объема коллектора, занятого заводнением.
Рассмотрим бесконечный по простиранию слоистый пласт, в котором расположены прямолинейные цепочки скважин. В элементе данного пласта в первоначально нефтенасыщенной и первоначально водонасыщеннои частях находятся совершенные по степени вскрытия, соответственно одна нефтяная добывающая и одна нагнетательная скважины на расстоянии друг от друга.
Объемный дебит добывающей скважины q, в пластовых условиях в каждый момент времени равен объемному расходу воды нагнетательной скважины ди.
Принимается, что пласт состоит из квадратных однородных зон, размеры которых равны размеру одиночного непроницаемого включения. Для получения поля с включениями для каждой зоны решается вопрос о принадлежности ее к коллектору (с вероятно-
174
стьк> I —Р) или к неколлектору (с вероятностью/?). Проницаемость ячеек коллектора принимается одинаковой. Получаемая таким образом реализация содержит непроницаемые включения, число и расположение которых случайно.
Фактическая концентрация включений С является величиной случайной и подчиняется биномиальному закону со средним р и дисперсией p(l- p)/N2, стремящейся к нулю с ростом объема поля N.
На двух противоположенных сторонах области задаются давления Р\ и Р2, на двух других — условие протекания. В области коллектора давление удовлетворяет уравнению Лапласа, а поле скоростей определяется из закона Дарси.
Процесс вытеснения нефти принят поршневым. Коэффициент нефтенасыщенности пласта и коэффициент вытеснения нефти водой условно равны единице.
Первоначальный объем запасов нефти в элементе пласта, заключенный между добывающей скважиной и первоначальным во-донефтяным контактом [160]:
, (2.77)
где т — пористость; Ъ — ширина элемента пласта; А/ — толщина 1-го пропластка; а — число пропластков.
Коэффициент охвата заводнением г'-го пропластка определяется выражением:
2н, Ро.=-. (2-78)
гДе бно/. Qm — объемы начальных запасов нефти и накопленной добычи из z-ro пропластка.
Для пласта в целом коэффициент охвата заводнением равен:
Ее..
Ро =™----• (2-79)
Нно
Описанный выше подход позволяет оценить коэффициент охвата при смене направлений фильтрационных потоков [160]. Пусть
175
w[ и w2 — скорости фильтрации, соответствующие двум вариантам задания граничных условий. Тогда, для определения коэффициента охвата можно использовать функцию распределения F(W) , где
' (2.80)
С ростом концентрации включений уменьшается область, охваченная фильтрацией. Расчеты показывают, что при С = Скр = 0,42 вероятность протекания пренебрежимо мала, т. е. пласт является непроводящим.
Отметим, что с ростом С разнос оценок коэффициента охвата возрастает. Это объясняется тем, что при больших концентрациях средний размер кластера становится сравнимым с размерами области фильтрации. Тем не менее, числовое значение коэффициента охвата при больших концентрациях удается оценить благодаря тому, что ЩСц) = 0.
Хорошее приближение к зависимости К(С) дается выражением:
К(С)=1-(С/СКР)5. (2.81)
При смене направлений фильтрационного потока охват вытеснением увеличивается из-за несовпадения зон, неохваченных вытеснением однако, как показывают расчеты, этот эффект незначителен.
Охват пласта заводнением — один из определяющих показателей эффективности системы разработки, характеризующий степень вовлечения геологических запасов нефти в разработку. Охват пластов определяется микро- и макронеоднородностью их, его коллек-торскими свойствами, физико-химическими свойствами насыщающих его жидкостей, характером вскрытия пластов и эксплуатационными характеристиками скважин, применяемыми методами заводнения, параметрами системы разработки пластов на соответствующих стадиях залежи и др.
Оценить влияние на охват пласта заводнением всех вышеназванных факторов не представляется возможным. Оценка охвата пласта заводнением производится конкретно для объекта разработки с применением наиболее приемлемой для него методики расчета, на основе выбранной с учетом геолого-физических условий объекта разработки модели пласта.
176
Одними из основных способов повышения охвата продуктивных пластов воздействием, использующихся на нефтяных место-оЖдениях, являются методы искусственного заводнения: законтурное, внутриконтурное, блочное, очаговое, избирательное, площадное и др. Наибольший охват пластов заводнением в условиях слоистой и зональной неоднородности достигается применением избирательного и очагового заводнения, позволяющих рационально использовать энергию пластовых и закачиваемых вод для вытеснения нефти.
При стационарном режиме заводнения образуется система постоянных трубок тока, определяющих охват пласта воздействием. Для вовлечения в работу новых систем трубок тока изменяют гидродинамический режим фильтрации применением методов регулирования разработки: изменением направления фильтрационных потоков, нестационарным воздействием на пласт, режимом эксплуатации скважин, выделением объектов разработки по кол-лекторским свойствам, выбором сетки скважин и порядком разбу-ривания.
На ранних стадиях разработки пластов современные методы регулирования заводнением, основанные на гидродинамическом воздействии на пласт, способствуют увеличению охвата пластов заводнением не вовлеченных в разработку участков. В условиях высокой обводненности добываемой продукции после образования промытых зон, по которым фильтруется основной объем нефтевытесняющего агента, они не обеспечивают полного охвата пластов заводнением. В условиях высокой обводненности не эффективны известные физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов с применением ПАВ, кислот, щелочей, растворителей.
На поздней стадии разработки для всех методов заводнения характерна высокая обводненность добываемой продукции, при которой разработка становится нерентабельной, несмотря на наличие значительных объемов остаточной нефти. Исследования физических основ этих явлений показали, что эта закономерность основывается на изменении фильтрационного сопротивления каналов Движения воды по мере заводнения продуктивного пласта. После прорыва воды по пластам с высокими коллекторскими свойствами происходит перераспределение потоков. Массы воды в этих условиях фильтруются по трубкам тока с наиболее низким фильтрационным сопротивлением, основная часть энергии сосредотачивается
12-4654 177
в промытых зонах, что приводит к снижению охвата пластов заводнением.
Для вовлечения малопроницаемых нефтесодержащих про-пластков в условиях высокой обводненности одним из главных условий дальнейшего повышения эффективности заводнения пластов на поздней стадии является ограничение движения воды по каналам с низким фильтрационным сопротивлением. Для этой цели в последнее время разработаны и широко применяются методы ПНП, основанные на повышении фильтрационного сопротивления высокопроницаемых промытых зон пласта, полимер-дисперсные системы, волокнисто-дисперсные системы, коллоидно-дисперсионные системы, различные модификации полимерного и биополимерного заводнений, микробиологические методы и др. Данные методы ПНП целенаправленно разрабатывались для увеличения охвата воздействием высокообводненных пластов. Удельная технологическая эффективность технологий ПНП на основе ПДС при обводненности добываемой продукции более 95 % составляет 3500 т нефти на 1 обработку, а модифицированных ПДС достигает 6300 т.
В слабопроницаемых и низкопродуктивных коллекторах, в залежах с высоковязкими нефтями увеличение охвата воздействием достигается применением широкого спектра физических методов ПНП: воздействием упругими волнами (акустическое, виброволновое, вибросейсмическое, использованием электрических и магнитных волн), тепловым воздействием. Применение горизонтальных скважин, вторичного вскрытия и гидроразрыва пластов также являются эффективным средством увеличения охвата пластов.

На главную страницу