Принципы и методы разработки нефтегазовых месторождений

Указанные недостатки разработки нефтяных месторождений при естественных режимах стали понятны нефтяникам уже в 30-х гг. этого века. К концу 40-х гг. разработка подавляющего числа месторождений, особенно содержащих маловязкие нефти, стала осуществляться с воздействием на пласты, главным образом заводнением.

Однако знать теорию, методы расчета и технологические возможности разработки нефтяных месторождений при естественных режимах необходимо. Это нужно прежде всего для выявления эффективности разработки месторождений при заводнении или других методах воздействия на пласты по сравнению с разработкой при естественных режимах, которая принимается за исходный, "базовый" вариант разработки.

Лекция 4. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ПРИМЕНЕНИЕМ ЗАВОДНЕНИЯ

1. ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ

Заводнение нефтяных месторождений применяют с целью вытеснения нефти водой из пластов и поддержания при этом пластового давления на заданном уровне.

В настоящее время заводнение - самый распространенный в мире вид воздействия на пласты разрабатываемых месторождений. В СССР свыше 90% всей нефти добывают из заводняемых месторождений. В США из таких месторождений также получают значительную часть добычи нефти.

Наиболее часто применяемые виды заводнения: внутриконтурное при рядных или блоково-рядных и площадных схемах расположения скважин и законтурное. Используют также очаговое и избирательное заводнение.

Технологически заводнение осуществляется следующим образом. Очищенную от примесей воду с помощью насосов высокого давления, установленных на насосной станции, закачивают в нагнетательные скважины, располагаемые на площади нефтеносности (внутриконтурное заводнение) или вне ее (законтурное заводнение). Воду нагнетают одновременно в несколько скважин (куст). Поэтому и насосные станции, применяемые с целью осуществления заводнения нефтяных пластов, называют кустовыми насосными станциями. К качеству воды, закачиваемой в пласт, предъявляют следующие требования. В среднем принято, что количество взвешенных частиц в ней не должно превышать 5 мг/л для низкопроницаемых и 20 мг/л для высокопроницаемых пластов.

Давление на устье нагнетательных скважин в процессе заводнения пластов поддерживают обычно на уровне 5-10 МПа, а в ряде случаев - 15-20 МПа. Так как проницаемости в призабойных зонах отдельных скважин неодинаковы при одном и том же давлении на устье, расход закачиваемой в различные скважины воды различный. Теория заводнения нефтяных пластов показывает, что расход q_BC воды, закачиваемой в нагнетательную скважину, согласно закону Дарси, должен быть пропорциональным перепаду давления. Однако фактически, согласно опытным данным, он нелинейно зависит от перепада давления, причем при незначительных его значениях зависимость близка к линейной (рис. 1), но при некотором перепаде давления ?р_с* расход q_BC начинает резко увеличиваться. Это происходит по той причине, что при перепаде давления ?р_с = р_с - р_к = ?р_с* в призабойной зоне скважины раскрываются трещины и эффективная проницаемость пласта в этой зоне резко возрастает.

Рис. 1. Зависимость расхода воды, закачиваемой в нагнетательную скважину, от перепада давления

При разработке нефтяных месторождений с применением заводнения из добывающих скважин вначале получают практически чистую нефть, т. е. безводную продукцию, а затем, по мере роста объема закачанной в пласт воды, начинают вместе с нефтью добывать воду. Если q_вз - полный расход воды, закачиваемой в разрабатываемый пласт или месторождение в целом в единицу времени, q_в - количество добываемой из пласта или месторождения воды в единицу времени (дебит воды), a q_н - дебит нефти, то имеем следующие выражения.

1. Накопленное количество закачанной в пласт воды к моменту времени t.

(IV.1)

2. Накопленное количество добытой из пласта нефти за тот же период времени t

(IV.2)

3. Накопленное количество добытой из пласта воды

(IV.3)

Текущую нефтеотдачу з = Q_н/G при разработке заводняемых месторождений выражают обычно в виде зависимости з от Q_в/V_п или з от Q_вз/V_п (V_п - поровый объем пласта; G - геологические запасы нефти). Типичная зависимость з = з(Q_в/V_п), получаемая при разработке пластов, содержащих маловязкую нефть (вязкостью 1-5·10^-3 МПа·с), с применением заводнения показана на рис. 2.



Рис. 2. Зависимость текущей нефтеотдачи от Q_в/V_п Нефтеотдача: з₀ - безводная; з_{к -} конечная

Извлекаемые запасы нефти в пласте или в месторождении в целом N определяют, естественно, следующей формулой:

N= з_к G (IV.4)

Зависимость текущей нефтеотдачи от отношения Q_вз/V_п в том случае, когда заводнение применяют с начала разработки месторождения, имеет вид, показанный на рис. 70.

Текущая обводненность н продукции, добываемой из пласта или месторождения, составит

(IV.5)

На рис. 3 показана типичная для месторождений маловязких нефтей зависимость текущей обводненности от Q_вз/V_п.

Как уже было указано в гл. I, коэффициент текущей нефтеотдачи з равен произведению коэффициента извлечения нефти из недр или, в случае заводнения, коэффициента вытеснения нефти водой з₁ на коэффициент з₂ охвата пласта процессом вытеснения.

Коэффициентом вытеснения нефти водой з₁ при разработке нефтяных месторождений с применением заводнения называется отношение извлеченной из пласта нефти к ее запасам, первоначально находившимся в части пласта, подверженной воздействию заводнением. Соответственно коэффициентом охвата пласта воздействием з₂ называется отношение запасов нефти, первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к геологическим запасам нефти в пласте.

Рис. 3. Зависимость текущей нефтеотдачи и обводненности продукции от пласта Q_вз/V_п:

1 - текущая нефтеотдача з; 2 - текущая обводненность v

Для уяснения понятий о коэффициентах вытеснения нефти водой и охвата пласта воздействием рассмотрим схему заводнения слоистого прямолинейного пласта (рис. 4). Пласт состоит из четырех пропластков (1, 2, 3 и 4), причем только три нижних охвачены заводнением, а первый пропласток, вследствие того, что он прерывается из-за литологического выклинивания в области между нагнетательной галереей (х=0) и добывающей галереей (х=l), не разрабатывается - в него не поступает закачиваемая в пласт вода и из него не добывается нефть. Общие геологические запасы нефти в пласте

G = G₁ + G₂ + G₃ + G₄ (IV.6)

Охваченные заводнением запасы G_охв равны следующей сумме запасов:

G_охв = G₂ + G₃ + G₄. (IV.7)

По определению

(IV.8)

В некоторых случаях коэффициент нефтеотдачи равен произведению не только двух, но и трех и большего числа коэффициентов. Если, согласно рис. 4, в некоторый момент времени закачиваемая в пласт вода проникла в пласт 2 на расстояние l₂, в пласт 3 - на расстояние /₃, а в пласт 4 - на расстояние l₅, то первоначальные запасы нефти в заводненной части пласта 2 можно обозначить G_o2, а соответствующие запасы в пластах 3 и 4 - G_o3 и G_o4- Суммарные первоначальные запасы G_зав в заводненной области пласта определяют по формуле

G_зав = G_о2 + G_о3 + G_о4. (IV.9)

Тогда для коэффициента текущей нефтеотдачи можно написать

(IV.10)

где з₁₁ - коэффициент вытеснения нефти водой из заводненной области пласта:

з₁₂ - коэффициент заводнения.

Рис. 4. Схема заводнения слоистого пласта

В условиях неизменной системы и технологии разработки пласта в случае, когда коэффициент нефтеотдачи равен произведению коэффициента вытеснения - з₁ на коэффициент охвата з₂, зависимость их от Q_вз/V_п показана на рис. 5, откуда видно, что з₁ возрастает с увеличением Q_вз/V_п, а з₂ остается постоянным, поскольку объем охваченных воздействием запасов в указанных условиях с течением времени не изменяется.

Рис. 5. Зависимости з₁ и з₂ от Q_вз/V_п

Если же з определяют как произведение трех коэффициентов согласно формуле (IV. 10), то их зависимости от Q_вз/V_п при неизменных системе и технологии разработки пластов будут иметь вид, показанный на рис. 6. Коэффициент вытеснения нефти водой из заводненной области з₁₁ (кривая 1) в каком-либо из пропластков до подхода воды по нему к добывающей галерее будет близким к постоянному. В остальных пропластках этот коэффициент в период безводной добычи нефти также остается неизменным и только в водный период он несколько возрастает вследствие дополнительного «отмыва» нефти.

Рис 6. Зависимости з₁₁, з₁₂ и з₂ от Q_вз/V_п

Поэтому этот коэффициент остается постоянным в начальный период вытеснения нефти водой из пласта в целом и только в конце разработки возрастает. Коэффициент заводнения з₁₂ (кривая 2 на рис. 6) в соответствии с его определением будет непрерывно возрастать, поскольку по мере закачки в пласт воды объем заводненной области непрерывно увеличивается. Коэффициент охвата з₂ (кривая 3) остается постоянным при неизменной системе и технологии разработки месторождения. Коэффициенты з₁ и з₂ в общем случае, т. е. не только при разработке месторождения с применением заводнения, определяют по физико-геологическим свойствам и строению пласта на небольших участках, т. е. по микроструктуре пласта, а также механизму извлечения из него нефти. Коэффициент вытеснения часто определяют на основе данных лабораторных экспериментов вытеснения нефтей из естественных образцов пород-кернов, а также промысловых исследований. Теоретические и экспериментальные данные показывают, что коэффициент вытеснения з₁ 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 размерам, уровня абсолютной проницаемости, относительных проницаемостей, параметров микротрещиноватости пород, т. е. размера блоков и трещин, отношения их проницаемостей и т. д.;

отношения вязкости нефти к вязкости воды, вытесняющей нефть;

структурно-механических (неньютоновских) свойств нефти и их зависимостей от температурного режима пластов;

смачиваемости пород водой и характера проявления капиллярных сил в породах-коллекторах с различной микроструктурой;

скорости вытеснения нефти водой.

Коэффициент охвата пластов воздействием при заводнении з₂ зависит главным образом от следующих факторов.

Физических свойств и геологической неоднородности разрабатываемого нефтяного пласта в целом (макронеоднородности пласта). Здесь имеется в виду наличие газовой шапки, нефтенасыщенных зон, подстилаемых водой, т. е. водоплавающих зон, прерывистости пласта по вертикали (наличия непроницаемых пропластков) и по горизонтали (литологического выклинивания пропластков), существования дизъюнктивных разрывов и т. д.

Параметров системы разработки месторождения, т. е. расположения скважин в пласте, расстояний между добывающими, а также между добывающими и нагнетательными скважинами, отношения числа нагнетательных к числу добывающих скважин.

Давления на забоях нагнетательных и добывающих скважин, применения методов воздействия на призабойную зону и совершенства вскрытия пластов.

Применения способов и технических средств эксплуатации скважин (механизированных способов добычи, обеспечивающих необходимый отбор жидкости из скважин, методов одновременно-раздельной эксплуатации).

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 месторождения, системой разработки и условиями эксплуатации скважин.

Чтобы прогнозировать показатели разработки нефтяного месторождения при его заводнении, необходимо, помимо модели самого пласта, во многих случаях сохраняющейся одинаковой при всех методах извлечения нефти из недр, использовать также модель процесса заводнения пласта и затем применительно к конкретной системе разработки - расчетную схему для месторождения в целом или его элемента.

Как показывают исследования вытеснения нефти водой из образцов горных пород-коллекторов, после подхода воды к концу образца начинается извлечение из него нефти вместе с водой, т. е. происходит так называемый водный период разработки. В одних случаях после начала этого периода из образца добывается незначительное количество нефти (рис. 7, кривая 1), в других в этот период из образцов извлекаются значительные объемы нефти, сравнимые с объемами нефти, извлекаемыми в безводный период (кривая 2).

Такое несходство между кривыми вытеснения нефти водой из образцов пород в водный период объясняется различием микроструктуры пористых сред, характером проявления в них капиллярных сил, различием вязкостей вытесняемой и вытесняющей жидкостей и др. Исследования фазовых и относительных проницаемостей пористых сред при вытеснении из них нефти водой показывают, что для многих пластов характерно возникновение в порах раздробленных, дисперсированных мелких глобул нефти, неизвлекаемой из пористой среды даже во время прокачки через нее при одних и тех же перепадах давления неограниченного количества воды, т. е. при так называемой бесконечной промывке. Таким образом, в этих пластах остаточная нефть находится в виде неподвижных глобул, заключенных в тупиковых зонах, в поровых ловушках, т. е. в местах пористых сред, где путь движению нефти преграждается плотными скоплениями зерен пород. Раздроблению нефти в процессе вытеснения ее из пористых сред, возникновению неподвижных глобул способствуют также различие вязкостей нефти и воды и наличие неньютоновских свойств у нефти. Дисперсирование нефти в пористых средах происходит недалеко от фронта вытеснения, позади него, где находятся одновременно нефть и вода, так что за водный период из образцов рассматриваемых пористых сред добывают небольшое количество нефти. Процесс вытеснения нефти водой из этих сред как раз и описывается кривой 1 (см. рис. 7). Если в пористой среде содержится сравнительно небольшое число тупиковых зон в единице объема, то нефть, будучи даже раздробленной позади фронта вытеснения ее водой, продолжает двигаться в этой среде и извлекаться из нее по мере закачки в образец воды. В таком случае вытеснение нефти из образца пористой среды характеризуется кривой 2 (см. рис. 7).



Рис. 7. Зависимости текущей нефтеотдачи от Q_вз/V_п

1 к 2- кривые, построенные по данным соответственно при поршневом и нспоршневом вытеснении нефти водой

Возьмем два образца пористой среды. В образце 1 процессу вытеснения нефти водой соответствует кривая 1, а в образце 2 - кривая 2 (см. рис. 7). Допустим, что к началу водного периода извлечения нефти в эти образцы было закачано по одному и тому же количеству воды Q*_вз. Как видно из рис. 74, из образца 1 при Q_вз > Q*_вз почти не извлекается нефть, а из образца 2 добывается значительное количество нефти. Можно отметить, что для образца 2 существенное значение имеет водный период добычи нефти, в течение которого в пористой среде происходит совместная (двухфазная) фильтрация нефти и воды.

Кривую 1 можно аппроксимировать двумя прямыми - наклонной, соответствующей условию 0 ? Q_вз ? Q*_вз, и параллельной оси абсцисс, справедливой при Q_вз > Q*_вз. Обе прямые на рис. 74 показаны пунктирными линиями. Этой аппроксимации соответствует определенная модель процесса вытеснения нефти водой из пористых сред - модель поршневого вытеснения нефти водой.

Для описания процессов вытеснения нефти водой из пористых сред, характеризующихся кривыми типа 2 (см. рис. 7), используют модель совместной (двухфазной) фильтрации нефти и воды.

Обе модели основаны на экспериментальных характеристиках процесса вытеснения нефти водой из пористых сред. При поршневом вытеснении экспериментально определяют коэффициент вытеснения з₁ и объем закачанной в пористую среду воды Q_вз, равный объему извлеченной из нее нефти. При двухфазной фильтрации используют зависимости фазовых или относительных проницаемостей для нефти и воды от насыщенности пористой среды водой.

Вид используемой энергии. В зависимости от вида энергии, используемой для перемещения нефти, различают: системы разработки нефтяных залежей при естественных режимах, когда используется только естественная пластовая энергия (т. е. системы разработки без поддержания пластового давления); системы разработки с поддержанием пластового давления, когда применяются методы регулирования баланса пластовой энергии путем искусственного ее пополнения. По методам регулирования баланса пластовой энергии выделяют: системы разработки с искусственным заводнением пластов; системы разработки с закачкой газа в пласт.

Системы разработки с искусственным заводнением пластов могут осуществляться по следующим основным вариантам:

Законтурное заводнение, при котором воду закачивают в ряд нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности на расстоянии 100-1000 м. Его применяют на объектах с малорасчлененными по толщине продуктивными пластами, обладающими сравнительно высокой гидропроводностью, при небольшой ширине залежей (до 4-5 км, а при наиболее благоприятном строении пластов и более). Примерами

могут служить Туймазинское месторождение (Башкирия), где начали впервые применять заводнение в СССР (1948 г.), девонская залежь Бавлинского месторождения (Татария), яснополянская залежь Ярино-Каменоложского месторождения (Пермская обл.) и др. Оно не получило широкого распространения.

Приконтурное заводнение, когда нагнетательные скважины размещают в водонефтянои зоне в непосредственной близости от внешнего контура нефтеносности. Его применяют вместо законтурного заводнения на залежах с проявлением так называемого барьерного эффекта на водонефтяном разделе или при сниженной проницаемости пласта в законтурной зоне. Гидродинамическая связь законтурной и нефтеносной частей может ухудшиться вследствие окисления тяжелых фракций нефти на водонефтяном разделе, разрывных нарушений, литологических замещений и др. Приконтурное заводнение удачно запроектировано, например, по пласту С_III Дмитровского месторождения (Куйбышевская обл.).

Внутриконтурное заводнение, которое применяют в основном на объектах с большими площадями нефтеносности (сотни квадратных километров и более). При законтурном заводнении одновременно может работать не более трех рядов скважин вследствие экранирования работы внутренних рядов внешними, поэтому для обеспечения отбора нефти также из центральной части эксплуатационного объекта крупные объекты с помощью разрезающих рядов нагнетательных скважин делят на отдельные, самостоятельно разрабатываемые участки, которые называют эксплуатационными полями или блоками. Внутриконтурное заводнение в случае необходимости сочетается с законтурным или приконтурным заводнением.

В СССР применяется внутриконтурное заводнение таких видов: разрезание залежи нефти рядами нагнетательных скважин на отдельные площадки, блоки самостоятельной разработки; сводовое заводнение; очаговое заводнение; площадное заводнение.

Система внутриконтурного заводнения с разрезанием залежи на отдельные площади применяется на крупных нефтяных месторождениях платформенного типа с широкими водонефтяными зонами. Широкие водонефтяные зоны отрезают от основной части залежи и разрабатывают их по самостоятельным системам. На средних и небольших по размеру залежах применяют поперечное разрезание их рядами нагнетательных скважин на блоки (блоковое заводнение). Ширина площадей и блоков выбирается с учетом соотношения вязкостей и прерывистости пластов (литологического замещения) в пределах до 3-4 км, внутри размещают нечетное число рядов добывающих скважин (не более 5-7). Разрезание на отдельные площади и блоки нашло применение на Ромашкинском (23 площади пласта Д₁ Татария), Арланском (Башкирия), Мухановском (Куйбышевская область), Осинском (Пермская область), Покровском (Оренбургская область), Узеньском (Казахстан), Правдинском, Мамонтовском, Западно-Сургутском, Самотлорском (Западная Сибирь) и других месторождениях. С начала 60-х годов на месторождениях Куйбышевской области (пласт А₄ Козловского, пласт Б₂ Стрельненского, пласт Д_о Жигулевского и другие месторождения) и затем Западной Сибири (Правдинское, Мамонтовское, пласты AB₁ Советского и Самотлорского месторождений) стали широко использоваться системы блокового заводнения, причем так называемые активные (интенсивные) системы с размещением между двумя нагнетательными рядами не более 3-5 рядов добывающих скважин. Совершенствованием блоковых систем могут быть блочно-квадратные системы с периодическим изменением направлений потоков воды.

При небольшой вязкости нефти (до 3-5 мПа·с) для объектов с относительно однородным строением пластов системы заводнения могут быть менее активными, блоки шириной до 3,5 - 4 км. Для ухудшенных условий активность систем должна повышаться, а ширина блоков должна уменьшаться до 2-3 км и менее. При однородных пластах с продуктивностью выше 500 т/(сут-МПа) оправдали себя пятирядные системы, а при продуктивности 10 - 50 т/(сут · МПа) - трехрядные (по Б. Т. Баишеву и др.).

При сводовом заводнении ряд нагнетательных скважин размещают на своде структуры или вблизи него. Если размеры залежи превышают оптимальные, это заводнение сочетают с законтурным. Сводовое заводнение подразделяют на: а) осевое (нагнетательные скважины размещают по оси структуры - кумскнй горизонт Новодмитриевского месторождения в Краснодарском крае, пласты группы А Усть-Балыкского месторождения в Западной Сибири); кольцевое (кольцевой ряд нагнетательных скважин с радиусом, приблизительно равным 0,4 радиуса залежи, разрезает залежь на центральную и кольцевую площади - Миннибаевская площадь Ромашкинского месторождения); центральное заводнение как разновидность кольцевого (вдоль окружности радиусом 200-300 м размещают 4-6 нагнетательных скважин, а внутри ее имеется одна или несколько добывающих скважин).

Очаговое заводнение может применяться в качестве самостоятельного при разработке залежей нефти в резко неоднородных и прерывистых пластах и в качестве вспомогательного заводнения в сочетании с законтурным и особенно внутриконтурным заводнением для выработки запасов нефти из участков, не охваченных основными системами. Разбуривание осуществляют по равномерной сетке с расположением буровых станков вблизи продуктивных скважин и последующим переходом «от известного к неизвестному». Нагнетательные скважины выбирают из числа пробуренных так, чтобы они размещались на участках с наилучшей характеристикой пластов и оказывали влияние на максимальное число окружающих добывающих скважин. В связи с этим его называют избирательным заводнением. Внедрено очаговое заводнение на месторождениях платформенного типа в Татарии (периферийные участки Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений), Башкирии (месторождения Краснохолмской группы), Коми АСС, Пермской, Оренбургской обл. и т. д. Оно более эффективно на поздней стадии разработки.

Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной закачкой воды в залежь по всей площади ее нефтеносности. Площадные системы заводнения по числу скважино-точек каждого элемента залежи с расположенной в его центре одной добывающей скважиной могут быть четырех-, пяти-, семи- и девятиточечной и линейной системами (рис. 1.2).

Рис. 1.2. Площадная четырех- (а), пяти- (б), семи- (в), девятиточечная (г) и линейная (д, е) системы заводнения (с выделенными элементами):

1- добывающие; 2- нагнетательные скважины

Линейная система - это однорядная система блокового заводнения, причем скважины размещают не друг против друга, а в шахматном порядке. Отношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1 : 1. Элементом этой системы может служить прямоугольник со сторонами 2L и 2у_н = 2у_д = 2ог. Если 2L = 2у, то линейная система переходит в пятиточечную с таким же соотношением скважин (1 : 1). Пятиточечная система симметрична и за элемент можно выбрать также обратное размещение скважин с нагнетательной скважиной в центре (обращенная пятиточечная система). В девятиточечной системе на одну добывающую скважину приходится три нагнетательных (соотношение скважин 3: 1), так как из восьми нагнетательных скважин по четыре скважины приходится соответственно на два и четыре соседних элемента. В обращенной девятиточечной системе (с нагнетательной скважиной в центре квадрата) соотношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1 : 3. При треугольной сетке размещения скважин имеем четырехточечную (обращенную семиточечную) и семиточечную (или обращенную четырехточечную) системы с соотношением нагнетательных и добывающих скважин соответственно 1 : 2 и 2 : 1. Возможны также другие площадные системы. Таким образом, площадные системы характеризуются различной активностью воздействия на залежь, выраженной соотношением нагнетательных и добывающих скважин (1: 3, 1 : 2, 1 : 1, 2 : 1, 3 : 1).

Результаты исследований, проведенных в ВНИИнефти, Гипровестокнефти, СибНИИНПи показали, что площадное заводнение эффективно при разработке малопроницаемых пластов. Эффективность площадного заводнения увеличивается с повышением однородности, толщины пласта, а также с уменьшением вязкости нефти и глубины залегания залежи. Площадное заводнение было запроектировано по пласту БС₁₀ Усть-Балык-ского месторождения и др. Практика применения площадных и избирательных систем разработки, как считает Б. Т. Баишев, показала их явную неэффективность как с точки зрения темпов отбора нефти (не жидкости!), так и нефтеотдачи. Особенно сложны при этом вопросы регулирования отбора и закачки, борьбы с обводнением скважин и т. д. Поэтому применять площадные системы разработки можно только на поздней стадии разработки.

Масштабы применения различных систем заводнения (по данным М. Л. Сургучева) характеризуются следующими величинами (в % - в числителе число месторождений, в знаменателе добыча нефти): внутриконтурная, блоковая - 50/70; комбинированная (законтурная, внутриконтурная) - 28/18; избирательная, площадная -18/9; законтурная - 3,3/3. Таким образом, блоковые системы разработки ввиду высокой эффективности нашли наиболее широкое применение.

Лекция 5. ОСНОВЫ ТЕОРИИ НЕПОРШНЕВОГО ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ

Непоршневое вытеснение нефти - это вытеснение, при котором за его фронтом движутся вытесняющий и вытесняемый флюиды, т. е. за фронтом вытеснения происходит многофазная фильтрация.

Вопросы вытеснения нефти водой изучались многими исследователями. Механизм вытеснения нефти водой из микронеоднородных гидрофильных пористых сред можно представить так. В чисто нефтяной зоне пористой среды перед фронтом внедрения воды движение нефти происходит непрерывной фазой под действием гидродинамических сил. По крупным поровым каналам нефть движется быстрее, чем по мелким. На фронте внедрения воды в нефтяную зону, в масштабе отдельных пор, движение воды и нефти полностью определяется капиллярными силами, так как они превосходят гидродинамические силы на малых отрезках пути. Вода под действием капиллярных сил устремляется с опережением преимущественно в мелкие поры, вытесняя из них нефть в смежные крупные поры до тех пор, пока разобщенные крупные поры не окажутся со всех сторон блокированными водой. Если крупные поры образуют непрерывные каналы, то вода по ним будет двигаться с опережением. Тем не менее отставшая нефть из мелких пор под действием капиллярных сил также переместится в уже обводненные крупные поры и останется в них в виде отдельных глобул.

Таким образом, мелкие поры оказываются заводненными, а крупные остаются в разной степени нефтенасыщенными. В масштабе большой зоны пористой среды, между передним фронтом внедряющейся воды и задним фронтом подвижной нефти, водонасыщенность пласта вдоль потока уменьшается от предельной водонасыщенности при неподвижной нефти до некоторой фронтальной водонасыщенности. В этой зоне идет совместная фильтрация воды и нефти. Вода движется по непрерывным заводненным каналам, обтекая уже блокированную нефть в крупных порах, а нефть перемещается в незаводненной части среды. Соотношение скоростей движения воды и нефти определяется распределением пор по размерам, водонасыщенностью и объемом нефти, блокированной в крупных порах заводненной части среды, а также распределением пор, объемом нефти и связанной воды в нефтенасыщенной части среды. В интегральном виде эти условия фильтрации воды и нефти выражаются кривыми фазовых (или относительных) проницае-мостей.

За задним фронтом подвижной нефти нефтенасыщенность обусловлена наличием нефти в разрозненных, крупных, блокированных водой порах. Непрерывных, нефтенасыщенных каналов, вплоть до добывающих скважин, в этой зоне нет, нефть является остаточной, неподвижной. Но нефть в глобулах не теряет способности двигаться при устранении капиллярных сил.

Если пористая среда обладает частичной гидрофобностью, что характерно практически для всех нефтеносных пластов, то остаточная нефть может оставаться в порах также в виде пленки.

В гидрофобных коллекторах, которые на практике встречаются редко, связанная вода распределена прерывисто и занимает наиболее крупные поры. Закачиваемая вода смешивается со связанной водой и остается в крупных порах. Остаточная же нефть остается в виде пленки в крупных порах и в порах меньшего размера. Она также не теряет способности двигаться при устранении капиллярных сил. На этом основаны теории методов увеличения нефтеотдачи пластов.

В заводненной зоне гидрофильного пласта остается рассеянной 20-40 % нефти от первоначального ее содержания в зависимости от проницаемости, распределения размеров пор и вязкости нефти, а в гидрофобном пласте - уже 60-75 %.

Многофазная фильтрация с учетом всех влияющих факторов представляет собой весьма сложную задачу. Приближенную математическую модель совместной трехфазной фильтрации нефти, газа и воды предложили М. Маскет и М. Мерее (1936г.), которые считают, что углеводороды представлены жидкой и газовой фазами, переход между ними подчиняется линейному закону Генри, движение изотермическое, а капиллярными силами можно пренебречь. Модель двухфазной фильтрации без учета капиллярных сил рассматривали С. Баклей и М. Леверетт 11942 г.). В 1953 г. Л. Рапопорт и В. Лис предложили модель двухфазной фильтрации с учетом капиллярных сил.

Согласно наиболее простой модели Баклея - Леверетта непоршневое вытеснение, как известно из подземной гидрогазодинамики, описывается уравнением доли вытесняющей жидкости (воды) в потоке и уравнением скорости перемещения плоскости с постоянной насыщенностью. Рассмотрим прямолинейное вытеснение из однородного пласта при движении несжимаемых жидкостей. Доля воды в потоке водонефтяной смеси

(1)

где Q = Q_н + Q_в - объемный расход смеси, равный сумме расходов воды Q_в и нефти Q_н; s - насыщенность пор породы подвижной водой.

С учетом уравнений движения воды и нефти

(2)

(3) уравнение доли воды примет вид

(4)

где _н, _в - относительные проницаемости соответственно для нефти и воды; F - площадь фильтрации; др/дх - градиент давления; м_о = м_н/м_в - отношение вязкостей нефти м_н и воды м_в. Из уравнения (1) имеем

(5)

или после дифференцирования при Q = Q(t)

(6)

Условие Q = Q(t) следует из уравнений неразрывности потоков воды и нефти

(7)

(8)

складывая которые, имеем

(9)

(10)

где m - пористость пласта; t - продолжительность вытеснения.

Уравнение (10) показывает, что расход смеси не изменяется по координате х, так как нефть и вода приняты за несжимаемые жидкости.

Подставляя уравнение (7) в выражение (6), получаем

 (11)

В любой фиксированной точке пласта насыщенность s изменяется, а точки с фиксированным значением насыщенности s = const перемещаются со временем вдоль пласта в направлении движения жидкостей, тогда

(12)

откуда

(13)

Из уравнения (11) получаем

(14)

Приравнивая выражения (13) и (14), получаем уравнение движения точки х (плоскости) с некоторой постоянной насыщенностью s = const, называемой характеристикой

(15)

Решение уравнения (15) при отсутствии подвижной воды в пласте в начальный момент времени можно записать так:

(16)

или

(17)

где Q_У (t) = Q (t) dt - суммарное количество вторгшейся в пласт воды;

V = Fx - объем пласта; - безразмерная пространственная координата.

Имея экспериментальные зависимости относительных проницаемостей k_н(s) и k_в(s) от водонасыщенности s (рис. 1 а), можно построить сначала, используя уравнение (4), функцию f(s), затем графическим дифференцированием - (рис. 1, б). Так как , то соответственно имеем сразу график распределения насыщенности s пласта подвижной водой вдоль безразмерной координаты ж (рис. 1, в), который идентичен графику рис. 1, б. Из рис. 1, в видно, что насыщенность в каждой точке пласта в каждый момент времени t является двузначной. Физически такое абсурдно - в каждой точке в каждый момент времени должна существовать только одна вполне определенная насыщенность.

Рис. 1. Зависимости относительных проницаемостей (а), доли воды f(s), df(s)/ds от водонасыщенности s пласта (б) и водонасыщенности s

от безразмерной координаты ж (в)

Отсюда следует, что зависимость s от ж справедлива только до некоторого значения ж = ж_ф и при ж_ф значение s должно изменяться скачком от s = s_ф, до s = s_св, где s_св - содержание связанной воды. Таким образом, для устранения двузначности допускаем существование скачка насыщенности и вводим понятие фронта вытеснения, а безразмерная координата ж_ф является координатой фронта вытеснения. Можно показать, что

(18)

(19)

Соотношение (19) выражает тангенс угла наклона касательной к кривой f(s), проведенной из точки s = s_св, тогда абсцисса точки касания К будет равна s_ф. Графически ж_ф и s_ф можно определить из условия равенства площадей, заштрихованных на рис.1, в горизонтальными линиями. Отметим, что на рис.1, в s_н и s_нф обозначают насыщенность породы подвижной нефтью в водонефтяной зоне и на фронте вытеснения.

Средняя водонасыщенность в зоне вытеснения до прорыва воды из пласта равна нефтеотдаче, точнее коэффициенту вытеснения, который можно представить так:

(20)

Равенство объемов закачанной в пласт воды и вытесненной оттуда нефти можно записать:

 (21)

(22)

т. е. интеграл в уравнении (22) (площадь, заштрихованная на рис. 1, в вертикальными линиями) равен единице. Здесь V_{ф -} объем пласта в зоне вытеснения, а ж_ф = mVф/Q_У .Тогда

(23)

(24)

Отсюда, учитывая уравнение (19), приходим к выводу, что коэффициент безводной нефтеотдачи увеличивается с уменьшением отношения м₀, т. е. с увеличением вязкости вытесняющей фазы и (или) уменьшением вязкости нефти.

Полученные формулы справедливы в безводный период разработки пласта, когда фронт вытеснения не подошел еще к концу пласта. Продолжительность безводного периода можно определить так. Поскольку ж_ф = mVф/Q_У, то при V_ф = FL_к, где L_к - длина пласта, найдем

(25)

Для расчетов в водный период, т. е. при t > t_обв, можно считать, что фронт вытеснения перемещается дальше в фиктивном продолжении пласта. Водонасыщенность составит на фиктивном фронте s_ф, а при x = L_к величину s_к. Неизвестную величину s_к находят по s_ф, а затем по s_к вычисляют другие параметры.

Модель Баклея - Леверетта косвенно учитывает капиллярные силы через фазовые проницаемости. Капиллярные силы более полно учитываются в модели Рапопорта - Лиса через экспериментальную функцию насыщенности (функцию Леверетта). Анализ показывает, что капиллярные силы "размазывают" фронт, поэтому при их учете скачок насыщенности отсутствует и насыщенность изменяется непрерывно до насыщенности связанной водой. Экспериментами было обнаружено, что при постоянной скорости вытеснения распределение насыщенности в переходной области вблизи фронта не меняется со временем, т. е. образуется так называемая стабилизированная зона. Она перемещается, не изменяя своей формы.

Экспериментами В. В. Девликамова по вытеснению нефти водой из модели горизонтального однородного пласта установлено, что за счет действия гравитационных сил происходит опережающее продвижение воды вдоль его нижней части, т. е. вертикальный сначала фронт воды растекается в нефтяную часть по подошве пласта и искривляется.

Рассмотренные решения применяются при оценочных расчетах технологических показателей разработки месторождений, а также могут служить тестами при оценке точности численных методов решения более общих задач (неодномерное движение, сжимаемость фаз и др.).

Однако теория непоршневого вытеснения нефти водой разработана только применительно к модели однородного пласта. Реальные пласты неоднородны как по толщине, так и по простиранию, т. е. проницаемость отдельных слоев изменяется не только при переходе от слоя к слою, но и по длине. Если пласт достаточно хорошо изучен и различие отдельных участков его по площади велико, то его можно разбить на отдельные элементарные объемы прямолинейного пласта длиной l, общей толщиной h и шириной b. Для каждого элементарного объема строится своя модель слоисто-неоднородного пласта. При недостаточной изученности пласта создается единственная модель слоисто-неоднородного пласта для всей залежи в целом. Отметим, что при использовании численных методов пласт также разделяется на некоторое число конечно-разностных ячеек, которое ограничивается вычислительными возможностями ЭВМ и сложностью решаемых задач. Одна ячейка может иметь размеры в несколько десятков и даже сотен метров.

Считается, что каждый элементарный объем состоит из слоев с абсолютной проницаемостью, распределение которой описывается одним из вероятностно-статистических законов. В свою очередь слоистую неоднородность представляется возможным просто и достаточно точно учесть с помощью так называемых модифицированных относительных проницаемостей, что позволяет преобразовать слоисто-неоднородный пласт в однородный, а последний рассмотреть совместно с моделью непоршневого вытеснения. В этой связи рассмотрим на простейшем примере принцип построения модифицированных относительных проницаемостей.

Расположим слои в штабель, начиная со слоя с наибольшей проницаемостью (k >?). Так как длина модели l мала по сравнению с размерами пласта, то считаем, что вода мгновенно заполняет каждый слой, начиная со слоя с наибольшей проницаемостью. Принимаем поршневое вытеснение нефти водой из каждого слоя. Таким образом, в какой-то момент времени вытеснение нефти произошло из слоев, суммарная толщина которых составляет h_к, проницаемость каждого из которых не меньше k. В этих слоях фильтруется только вода при наличии остаточной нефтенасыщенности s_0н. В остальных же слоях движется только нефть; в них содержится связанная вода с насыщенностью s_св. Расход воды dq в слой элемента пласта толщиной dh_к при перепаде давления ?р можно записать

(26)

В полностью водонасыщенный слой пласта (нефтенасыщенность равна нулю) расход воды составил бы

(27)

Эти уравнения можно переписать в виде

(28)

(29)

Тогда расходы воды в слои с суммарной толщиной h_к, которой соответствует проницаемость k, и в полностью водонасыщенный пласт с толщиной h будут выражаться интегралами:

(30)

(31)

Отсюда модифицированную относительную проницаемость пласта для воды определим в виде

(32)

Аналогично можно записать модифицированную относительную проницаемость пласта для нефти

(33)

В выражениях (32) и (33) можно принимать различные зависимости относительных проницаемостей k_в и k_н от насыщенностей, которые являются функциями абсолютной проницаемости пласта. Вместе с тем модифицированные относительные проницаемости - это функции модифицированной водонасыщенности. Объем воды в элементе пласта равен сумме объемов связанной воды в необводнившихся слоях и воды в обводнившихся слоях, т. е.

(34)

Так как поровый объем пласта V_n = mlbh, то модифицированная водонасыщенность

(35)

Модифицированные относительные проницаемости определяют часто путем сопоставления расчетных и фактических данных о процессе заводнения. Они косвенно учитывают также систему разработки, особенности эксплуатации скважин и др.

Лекция 6. РАЗРАБОТКА ТРЕЩИНОВАТО-ПОРИСТЫХ ПЛАСТОВ ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ НЕФТИ ВОДОЙ

По результатам исследований и опыта разработки нефтяных месторождений можно сделать вывод, что подавляющее большинство пластов, сложенных не только карбонатными, но и терригенными породами, такими, как песчаники и алевролиты, в той или иной степени трещиноватые.

В одних случаях, особенно когда сами породы малопористы и плохо проницаемы, трещины - это главные каналы, по которым движется нефть к забоям добывающих скважин при разработке таких пород, на что указывает несоответствие проницаемости кернов и проницаемости, определенной в результате гидродинамических исследований скважин. Фактическая проницаемость часто оказывается намного выше определенной по зернам.

В процессе разработки трещиновато-пористых пластов при другом режиме изменение давления быстрее распространяется по системе трещин, в результате чего возникают перетоки жидкости между трещинами и блоками пород, т. е. матрицей, приводящие к характерному для таких пород запаздыванию перераспределения давления по сравнению с соответствующим перераспределением давления в однородных пластах при упругом режиме.

На разработку трещиноватых и трещиновато-пористых пластов может оказывать существенное влияние резкое изменение объема трещин при изменении давления жидкости, насыщающей трещины в результате деформации горных пород.

Один из наиболее сложных вопросов разработки трещиновато-пористых пластов связан с применением процессов воздействия на них путем закачки различных веществ, и в первую очередь с использованием обычного заводнения.

Возникает опасение, что закачиваемая в такие пласты вода быстро прорвется по системе трещин к добывающим скважинам, оставив нефть в блоках породы. При этом, по данным экспериментальных исследований и опыта разработки, известно, что из самой системы трещин нефть вытесняется довольно эффективно и коэффициент вытеснения достигает 0,8-0,85. Опыт также показывает, что и из матриц трещиновато-пористых пластов при их заводнении нефть вытесняется, хотя коэффициент нефтевытеснения сравнительно невелик, составляя 0,20-0,30. Поясним, под действием каких же сил происходит вытеснение нефти водой из матриц трещиновато-пористых пластов.

Одна из сил вполне очевидна, хотя до последнего времени и слабо учитывалась в расчетах процессов разработки. Эта сила обусловлена градиентами давления в системе трещин, воздействующими и на блоки породы.

Другая из сил связана с разностью капиллярного давления в воде и нефти, насыщающей блоки. Действие этой силы приводит к возникновению капиллярной пропитки пород, т. е. к замещению нефти водой в них под действием указанной разности капиллярного давления. Капиллярная пропитка оказывается возможной, если породы гидрофильные. Капиллярная пропитка матрицы или блоков трещиновато-пористых пластов вполне объяснима не только с позиции действия капиллярных сил, но и с энергетической точки зрения, так как минимум поверхностной энергии на границе нефти с водой будет достигнут, когда нефть соберется воедино в трещинах, а не будет насыщать поры матрицы, обладая сложной, сильно разветвленной поверхностью.

Исследования показывают, что если взять блок породы трещиновато-пористого пласта с длиной грани l_*, первоначально насыщенный нефтью, и поместить его в воду (аналогичная ситуация возникает, когда блок в реальном пласте окружен трещинами и в трещинах находится вода), то скорость ц(t) капиллярного впитывания воды в блок и, следовательно, вытеснения из него нефти, согласно гидродинамической теории вытеснения нефти водой с учетом капиллярных сил, будет зависеть от времени t следующим образом:

ц(t)~1/

Из энергетических соображений можно считать, что скорость капиллярного впитывания пропорциональна скорости сокращения поверхности раздела между нефтью и водой, которая, в свою очередь, пропорциональна площади поверхности раздела. В этом случае можно считать, что,

ц(t)~e^-вt,

где в - некоторый коэффициент.

Если изучать реальные процессы извлечения нефти из трещиновато-пористых пластов под действием капиллярной пропитки, то, по-видимому, наиболее правильным будет сочетание гидродинамического и энергетического подходов. В этом случае для скорости капиллярной пропитки можно использовать формулу, предложенную Э. В. Скворцовым и Э. А. Авакян:

(1)

где а - экспериментальный коэффициент.

Из соображений размерности и физики процесса впитывания коэффициент в можно выразить следующим образом:

, (2)

где k_н, k_в - относительные проницаемости для нефти и воды; k - абсолютная проницаемость; у- поверхностное натяжение за границе нефть - вода; и - угол смачивания пород пласта водой; м_н - вязкость нефти; А - экспериментальная функция.

Найдем выражение для коэффициента а исходя из того условия, что за бесконечное время количество впитавшейся в кубический блок с длиной грани l_* воды равно объему извлеченной из него нефти. Имеем в соответствии со сказанным