Рис. 3. Схема вертикального разреза участка пласта
Рис. 2. Схема движения водонефтяного контакта в пласте
Рис.1.. Схема движения водонефтя ного контакта
в пласте при μ0 =1-5·10-3 Па·с
1 - область, занятая водой и остаточной нефтью; 2 - водонефтяной контакт; 3 - область, занятая нефтью
при μ0 = 20-30·10-3 Па·с
1-3 - см. рис. 93; 4 - скопление нефти, оставшееся позади
водонефтяного контакта
Если μ0>100, заводнение нефтяных месторождений, осуществляемое путем закачки в пласты обычной воды, оказывается неэффективным, поскольку конечная нефтеотдача получается низкой (порядка 0,1).
Та же самая картина возникает при использовании заводнения для вытеснения высокопарафинистой нефти из пластов. Если допустить сильное разгазирование нефти во время разработки месторождения на естественном режиме или снижение пластовой температуры ниже температуры кристаллизации парафина вследствие закачки в пласт воды с более низкой температурой, чем пластовая, то парафин, первоначально находившийся в нефти в растворенном состоянии, выделится из нее, вязкость нефти повысится и она приобретет неньютоновские свойства, что в конечном счете приведет к снижению нефтеотдачи.
Исходя из сказанного, первая проблема разработки нефтяных месторождений с применением заводнения состоит в ликвидации отрицательного влияния высокого отношения вязкостей нефти и воды, а также неньютоновских свойств нефти на текущую и конечную нефтеотдачу.
Исследования и опыт разработки привели к созданию следующих направлений решения этой проблемы:
1) применению для закачки в пласт горячей воды и водяного пара;
2) загущению воды полимерными добавками и другими веществами;
3) использованию влажного и сверхвлажного внутрипластового горения.
Следует отметить, что вода, замещающая в пласте извлекаемую из него нефть, действительно наиболее доступное и целесообразное с экономической точки зрения вещество. Поэтому новые, более эффективные методы разработки нефтяных месторождений будут, по всей видимости, и впредь базироваться на закачке в пласт воды, хотя сам механизм извлечения нефти из недр будет коренным образом отличаться от соответствующего механизма обычного заводнения.
Вторая проблема заводнения связана с принципиальной невозможностью достижения полного вытеснения нефти водой даже при наиболее благоприятных условиях значительной проницаемости коллекторов и малых значениях параметра μ0.
Главная причина невозможности полного вытеснения нефти водой из заводненных областей пластов заключается в несмешиваемости нефти и воды. Решить проблему обеспечения полного вытеснения нефти из пластов можно, либо обеспечив смешиваемость нефти с вытесняющим ее веществом, либо применив высокотемпературное воздействие на пласт, при котором происходило бы выпаривание нефти.
Третья, может быть наиболее обширная проблема, возникшая в результате анализа и обобщения опыта разработки заводняемых нефтяных месторождений, - проблема обеспечения более полного охвата пластов процессом заводнения. Данные разработки показывают, что по целому ряду причин отдельные пропластки, входящие в объекты разработки, не поглощают воду и, следовательно, из них не вытесняется нефть. Кроме того, обводнение отдельных нефтяных скважин происходит весьма неравномерно даже при их строго упорядоченном расположении на нефтеносной площади месторождения, что ведет к оставлению в пласте не охваченных заводнением нефтенасыщенных зон.
Опыт применения заводнения показал, что решение проблемы повышения охвата пластов можно получить путем комплексного использования методов воздействия на призабойную зону добывающих и нагнетательных скважин, повышенных давлений нагнетания, эффективных средств подъема жидкости из скважин, методов регулирования разработки месторождений, а также выбора наиболее подходящей для физико-геологических условий месторождения системы его разработки, и в первую очередь соответствующего выбора объектов разработки и плотности сетки скважин.
При этом систему разработки, конечно, приходится выбирать на стадии составления технологической схемы разработки, когда месторождение еще не достаточно хорошо изучено.
При выборе оптимальных объектов разработки очень важную роль играет знание степени сообщаемости отдельных пластов по вертикали. Известно, что трещиноватость свойственна не только карбонатным коллекторам, но и пластам, сложенным песчаниками и алевролитами. Во многих случаях увеличению сообщаемости пластов по вертикали способствует наличие в разделяющих пласты непроницаемых слоях отдельных окон, т. е. проницаемых участков.
Оптимальные объекты разработки и плотности сетки скважин, как и систем разработки месторождения в целом, следует выбирать на основе технико-экономического анализа. Однако зависимость коэффициента охвата пласта заводнением η2 от степени объединения пластов в объекты разработки и параметра плотности сетки скважин sc устанавливают только на основе совместного изучения геологического строения пластов месторождения и процесса вытеснения из него нефти водой при различных системах разработки или многофакторного анализа результатов фактической разработки пластов с различной степенью объединения их в объекты разработки и различными параметрами плотности сетки скважин.
Для иллюстрации одного из приведенных положений рассмотрим в основных чертах методику нахождения зависимости η2 = η2 (sc) на основе анализа возможных вариантов разработки месторождения при различных значениях параметра sc с использованием зональных карт неоднородности месторождения.
Допустим, что разрабатываемый пласт месторождения состоит из нескольких пропластков (рис. 3), разделенных прослоями непроницаемых пород. С целью построения зависимости η2 = η2 (sc) для пласта в целом будем поочередно выделять из него отдельные пропластки и изучать, как зависит охват заводнением каждого пропластка от плотности сетки скважин.
Для упрощения будем считать, что неоднородность каждого из пропластков характеризуется линзами, не сообщающимися с остальной частью пласта. Если при некоторой плотности сетки скважин линзу вскрывают одновременно не менее двух скважин, одна из которых нагнетательная, а другая - добывающая, то такая линза считается охваченной разработкой. Если же линзу не вскроет ни одна нагнетательная и ни одна добывающая скважина, то эта линза принимается не вовлеченной в разработку, а содержащиеся в ней запасы нефти исключаются из запасов, охваченных разработкой.
Выделим из изучаемого участка разрабатываемого слоистого пласта пропласток А (рис. 4). Этот пропласток содержит в пределах участка три линзы: 3, 4 и 5. Будем считать, что при разработке месторождения применяют однорядную схему расположения скважин. Рассмотрим изменение охвата пласта разработкой при этой схеме расположения скважин, но при двух различных sс1 и sс2, причем sс1>sс2. В случае, показанном на рис. 96, соответствующем sc = sс1 охватывается разработкой только линза 4. Запасы нефти, содержащиеся в линзах 3 и 5, должны быть исключены из извлекаемых запасов рассматриваемого участка пласта.
с несколькими пропластками:
1, 2 и 4 - соответственно пропластки А, Б и В; 3 - линза в проиластке;
5 - непроницаемые прослои
Рис.4. Схема расположения скважин в пропластке А при sc = scl:
1 и 2 - скважины соответственно нагнетательные и добывающие;
3, 4 и 5 - линзы; 6 - условный контур нефтеносности
Во втором случае (рис. 5) при той же схеме расположения скважин плотность сетки скважин выше (sс2<sс1) и в линзы 3 и 5 пропластка 4 "попадают" не менее одной нагнетательной и одной добывающей скважины. Следовательно, все линзы охватываются разработкой и коэффициент охвата пласта будет выше, чем в первом случае.
Рис. 5. Схема расположения скважин в пропластке А при sc2<sc1:
1- 6 - см. рис. 96
Из приведенного примера следует, что для нахождения зависимости коэффициента охвата пластов месторождения разработкой следует, прежде всего, изучить и знать макронеоднородность пласта. Необходимо при этом отметить, что на охват пластов месторождения разработкой влияет не только их линзовидность, но и другие виды неоднородности и тектонические нарушения. Трещиноватость пластов может играть полезную роль в повышении их охвата разработкой, поскольку с помощью трещин соединяются литологически неоднородные пропластки, в результате чего повышается однородность пластов. Однако неоднородная трещиноватость приводит к преждевременным прорывам закачиваемой воды в добывающие скважины и к снижению коэффициента охвата пластов заводнением.
Для решения проблемы повышения охвата пластов заводнением необходимо количественно прогнозировать характер процесса вытеснения нефти водой в неоднородных пластах при различных системах разработки и рассчитывать, к каким результатам могут приводить те или иные мероприятия по частичному изменению системы разработки или режимов работы скважин, т. е. мероприятия по регулированию разработки.
Подобные расчеты сводятся к решению двумерных и трехмерных задач вытеснения нефти водой на современных быстродействующих ЭВМ.
Как уже указывалось, проблема изучения влияния плотности сетки скважин и систем разработки на охват пластов заводнением решается в общем виде также с применением методов многофакторного анализа фактической разработки месторождений с различными параметрами sc. При этом получают только осредненные зависимости, которые весьма приближенно можно использовать для конкретных месторождений.
Для аппроксимации таких общих зависимостей η2 = η2(sc) используют формулу ВНИИ
(1)
или формулу В. Н. Щелкачева
(2)
где А, В и α - постоянные коэффициенты.
Для того чтобы использовать формулы (1) и (2) применительно к конкретным месторождениям, нужно именно для этих месторождений определить коэффициенты А, В или α, например путем изучения зональных карт неоднородности и систем разработки месторождений.
Выше указывалось, что решение проблемы повышения охвата пластов заводнением существенным образом связано с возможностью эффективного регулирования разработки, которое, пожалуй, можно выделить в самостоятельную проблему.
Одним из первых вопросов, возникших при решении проблемы регулирования разработки нефтяных месторождений и повышения охвата пластов заводнением, является вопрос о выводе из эксплуатации, т. е. отключении, обводнившихся скважин. Так, по мере продвижения водонефтяного контакта по отдельным пропласткам разрабатываемого пласта добывающие скважины обводняются. Вопрос состоит в следующем: при какой обводненности продукции отключать добывающие скважины с тем, чтобы не допустить существенного снижения нефтеотдачи?
Если, например, при трехрядной системе разработки пласта средний низкопроницаемый пропласток выклинивается вблизи первого ряда добывающих скважин (рис. 6), то вывод из эксплуатации первого ряда скважин при слишком низкой обводненности приведет к очевидному снижению нефтеотдачи, если средний пропласток содержит значительные запасы нефти.
Рис. 6. Схема разреза пласта, состоящего из трех пропластков,
разрабатываемого при трехрядной схеме расположения скважин:
1 - нагнетательная скважина; 2 - пропласток 1; 3 - добывающая скважина первого ряда; 4 - пропласток 2, выклинивающийся между первым и вторым рядом добывающих скважин; 5 - добывающая скважина второго ряда; 6 - пропласток 3
В проблеме регулирования разработки нефтяных месторождений имеется и много других еще не решенных вопросов.
Помимо указанных общих проблем разработки нефтяных месторождений с применением заводнения известен и целый ряд специальных, таких, например, как создание эффективных методов разработки низкопроницаемых, сильно неоднородных пластов, водонефтяных зон месторождений, коллекторов с высокой глинистостью, трещиновато-пористых пластов с неоднородной трещиноватостью и т. д.
Указанные проблемы могут быть решены также путем использования вместо обычного заводнения иных методов разработки нефтяных месторождений.
Методика "ТатНИПИнефть" нашла широкое применение при проектировании разработки нефтяных месторождений Татарстана и составлении проектов разработки в Сибири, Алжире и Ираке.
Данная методика основана на использовании послойно- и зонально-неоднородной модели пласта. Для учета неоднородности пластов применяются статические и вероятные методы.
В данной работе для расчета технологических параметров разработки был выбран бобриковский горизонт.
Для реализации расчета необходимые данные представлены в табл. 1.
Таблица 1
Исходные данные | Величина |
Балансовые запасы нефти Qб, млн.т. | |
Площадь нефтеносности, м2 | 3,6*107 |
Средний коэффициент продуктивности кср, т/сут∙МПа | 2,1*10-5 |
Зональная неоднородность U2 3 | 0,39 |
Вязкостей нефти / воды в пластовых условиях μн / μв | 4,52/1,4 |
Плотность нефти/воды в пластовых условиях ρн / ρв | 824/1186 |
Коэффициент вытеснения нефти водой К2 | 0,73 |
Коэффициент эксплуатации скважин ξэ | 0,95 |