Принципы и методы разработки нефтегазовых месторождений

(3)

где s_н0 - начальная нефтенасыщенность блока породы; з_* - конечная нефтеотдача блока при его капиллярной пропитке. Если скорость капиллярной пропитки можно определить по формуле (1), то

(4)

Из (3) и (4) получим

(5)

Перейдем к процессу вытеснения нефти водой из трещиновато-пористого пласта, состоящего из множества блоков породы. Будем полагать, как и выше, что эти блоки можно представить кубами с длиной грани l_* (рис.1).



Рис. 1. Схема заводняемого трещиновато-пористого прямолинейного пласта:

1 - блоки породы, охваченные капиллярной пропиткой;

2- блоки породы, не охваченные капиллярной пропиткой

Поскольку вытеснение нефти водой начинается с границы пласта х = 0, то первые блоки, находящиеся у входа в пласт, будут пропитаны водой больше, чем более удаленные. Весь расход воды q, заканчиваемой в прямолинейный пласт, уходит в определенное число блоков породы, так что в каждый момент времени пропитка их происходит в области 0 ? x ? x_ф (x_ф - фронт капиллярной пропитки). Этот фронт будет перемещаться в пласте со скоростью

х_ф = dx_ф/d (6)

Если считать, что блоки породы в каждом сечении пласта начинают пропитываться в момент времени л, то скорость впитывания воды необходимо исчислять от этого момента времени. Пусть в течение времени ?л, "вступило" в пропитку некоторое число блоков породы. Расход воды ?q, входящей в эти блоки, составит

(7)

Скорость впитывания воды ц(t) определена для одного блока. Чтобы выразить ее как скорость впитывания воды в единицу объема трещиновато-пористого пласта, необходимо разделить ц(t) на l_*, что и сделано в формуле (7). Следует еще раз отметить, что скорость пропитки в формуле (7) исчисляется с момента л, в который к блоку с координатой x_ф(л) подошел фронт впитывающейся в блоки воды.

Суммируя приращения расходов ?q в формуле (7) и устремляя ?л, к нулю, приходим к следующему выражению:

(8)

Обычно бывает задан расход q и необходимо найти скорость продвижения фронта пропитки х_ф(л). Тогда (8) представляет собой интегральное уравнение для определения х_ф(t).

Если учитывать, что скорость пропитки определяют по формуле (1), то с учетом (8), получим

(9)

Решение интегрального уравнения (9) получаем с использованием преобразования Лапласа, которое имеет вид:

(10)

Из (10) получим выражение для определения положения фронта пропитки

(11)

Формула (11) позволяет определить время безводной разработки пласта t = t_*, при котором x_ф(t_*) = l.

Для того чтобы рассчитать показатели разработки трещиновато-пористого пласта в период добычи обводненной продукции, можно поступить следующим образом. Будем считать, что этот пласт "фиктивно" простирается и при х >l, вплоть до бесконечности (см. рис. 1). Расход воды q_ф, затрачиваемый на пропитку фиктивной части пласта (при х >l), составит

(12)

где х_ф (л) определим по выражению (10), если в нем заменим t на л. Таким образом, получим

(13)

Следовательно, расход воды, впитывающейся в трещиновато-пористый пласт в период t > t_* , или дебит нефти, получаемый в этот период:

q_н = q - q_ф. (14)

Дебит воды соответственно будет q_в = q_ф. Из приведенных выражений можно определить по общим формулам текущую обводненность продукции и нефтеотдачу.

Выражение (1) можно использовать для приближенных расчетов вытеснения нефти из трещиновато-пористого пласта в случае пропитки блоков, обусловленной не только капиллярными силами, но и градиентами давления в системе трещин. Так, согласно формулам (1) и (2), вытеснение нефти из блоков породы происходит под действием силы, определяемой с помощью произведения [уcosи], причем размерность [уcosи] = Па·м. При гидродинамическом вытеснении нефти из блоков породы вода поступает в эти блоки, а нефть из них вытесняется под действием градиента давления. Размерность grad р равна Па/м. Капиллярные и гидродинамические силы будут иметь одинаковую размерность, если взять вместо у cos и величину у cos и/l_*. Тогда

(15)

В формуле (15), таким образом, учитывается пропитка-блоков пород как за счет капиллярных сил, так и за счет градиентов давления в системе трещин.

ОПЫТ И ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ПРИМЕНЕНИЕМ ЗАВОДНЕНИЯ

Промышленное применение заводнения нефтяных пластов в СССР было начато в 1948 г. при разработке девонских горизонтов Туймазинского нефтяного месторождения. К этому времени уже были известны опыты закачки воды в нефтяные пласты с целью пополнения пластовой энергии, проводившиеся в различных странах.

При разработке нефтяных месторождений в СССР с применением заводнения вначале использовали законтурное заводнение. При этом нагнетательные скважины бурили за внешним контуром нефтеносности, вдоль него. Добывающие скважины располагали также вдоль контура нефтеносности. Линии расположения нагнетательных скважин были удалены от первых рядов добывающих скважин на 1-6 км.

Законтурное заводнение применяли на месторождениях, продуктивные пласты которых были сложены в основном песчаниками и алевролитами с проницаемостью 0,3-1,0 мкм². Вязкость нефти в пластовых условиях заводняемых месторождений составляла 1-5·10^-3Па·с.

Законтурное заводнение осуществлялось часто не с самого начала разработки месторождений, а спустя некоторое время, в течение которого происходило падение пластового давления. Тем не менее закачка воды в законтурную область пласта позволяла в течение одного-двух лет настолько восполнить запас пластовой энергии, что оно стабилизировалось.

Использование заводнения нефтяных пластов привело вначале к возникновению технологической трудности, связанной с низкой приемистостью нагнетательных скважин. Пласты, которые, согласно формуле Дюпюи, должны были при используемых перепадах давления поглощать запроектированные расходы воды, практически не принимали воду. Широкое применение методов воздействия на призабойную зону скважин, таких, как гидравлический разрыв пласта и кислотные обработки, и главным образом использование повышенных давлений нагнетания привели к существенному увеличению приемистости нагнетательных скважин и, по сути дела, к решению проблемы их освоения.

Опыт разработки нефтяных месторождений с применением законтурного заводнения привел к следующим основным выводам.

Законтурное заводнение позволяет не только поддерживать пластовое давление на первоначальном уровне, но и превышать его.

Использование законтурного заводнения дает возможность обеспечивать доведение максимального темпа разработки месторождений до 5-7% от начальных извлекаемых запасов, применять системы разработки с параметром плотности сетки скважин 20-60·10⁴ м²/скв при довольно высокой конечной нефтеотдаче, достигающей 0,50-0,55 в сравнительно однородных пластах, и при вязкости нефти в пластовых условиях порядка 1-5·10^-3 Па·с.

При разработке крупных по площади месторождений с числом рядов добывающих скважин больше пяти законтурное заводнение оказывает слабое воздействие на центральные части, в результате чего добыча нефти из этих частей оказывается низкой. Это ведет к тому, что темп разработки крупных месторождений в целом не может быть достаточно высоким при законтурном заводнении.

Законтурное заводнение не позволяет воздействовать на отдельные локальные участки пласта с целью ускорения извлечения из них нефти, выравнивания пластового давления в различных пластах и пропластках и т. д.

При законтурном заводнении довольно значительная часть воды, закачиваемой в пласт, уходит в водоносную область, находящуюся за контуром нефтеносности, не вытесняя нефть из пласта.

Указанные результаты законтурного заводнения нефтяных пластов вызвали дальнейшее усовершенствование разработки нефтяных месторождений и привели к целесообразности использования внутриконтурного заводнения, особенно крупных месторождений, с разрезанием пластов рядами нагнетательных скважин на отдельные площади или блоки.

Дальнейшие исследования и опыт разработки показали, что наиболее целесообразно разрезание разрабатываемых пластов рядами нагнетательных скважин на отдельные блоки таким образом, чтобы между рядами нагнетательных скважин в блоке (полосе) находилось не более пяти рядов добывающих скважин.

Так возникла современная разновидность рядных систем - блоковые системы разработки нефтяных месторождений: однорядная, трехрядная и пятирядная. Эти системы впервые стали применять на месторождениях Куйбышевской области.

Использование систем разработки с внутриконтурным разрезанием позволило в 2-2,5 раза увеличить темпы разработки по сравнению с законтурным заводнением, существенно улучшить технико-экономические показатели разработки. Блоковые рядные системы нашли большое применение при разработке нефтяных месторождений во многих нефтедобывающих районах, и особенно в Западной Сибири.

В дальнейшем, в основном с целью расположения резервных скважин, интенсификации и регулирования разработки месторождений, стали применять схемы очагового и избирательного заводнения, при использовании которых нагнетательные и добывающие скважины располагают не в соответствии с принятой упорядоченной системой разработки, а на отдельных участках пластов.

Очаговое и избирательное заводнение стали впервые применять на нефтяных месторождениях Татарии. Заводнение нефтяных пластов с его разновидностями в настоящее время - главный метод воздействия на нефтяные пласты с целью извлечения из них нефти. Это главенствующее положение метод заводнения сохранит, видимо, не только в XX, но и в начале XXI в.

Обширные фактические данные по разработке нефтяных месторождений с применением заводнения во многих случаях подтверждают с той или иной степенью точности теоретические результаты, получаемые на основе моделей поршневого и не-поршневого вытеснения нефти водой из однородного, слоисто-неоднородного, а также трещиноватого и трещиновато-пористого пластов, если модель соответствует реальному пласту. Фактическое изменение пластового давления, добыча нефти и жидкости, зависимость текущей обводненности от нефтеотдачи согласуются с расчетными. Однако проблема правильного выбора модели, наиболее точно отражающей главные особенности разработки пласта, еще далека от своего полного разрешения. Модели разработки пластов, наиболее соответствующие действительности, могут быть построены лишь на основе тщательного изучения и учета свойств пласта и сопоставления результатов расчета процесса разработки пласта с фактическими данными. В последние годы в связи с ростом вычислительных возможностей ЭВМ получают большее развитие детерминированные модели пластов и процессов разработки. Их использование приводит к необходимости решения двумерных и трехмерных задач многофазной многокомпонентной фильтрации.

Богатый и весьма многообразный опыт применения заводнения в СССР позволил не только вполне определенно выявить его технологические возможности, но и сформулировать проблемы, связанные с этим методом воздействия на пласты.

Первая проблема заводнения возникла еще на стадии его лабораторных экспериментальных исследований. Затем теоретические исследования и анализ разработки нефтяных месторождений с различной вязкостью пластовой нефти показали, что с увеличением отношения вязкостей нефти и воды в пластовых условиях м_o = м_н/м_в текущая нефтеотдача при одном и том же отношении объема закачанной в пласт воды Q к объему пор пласта V_п снижается. Если, например, за условную конечную нефтеотдачу принять нефтеотдачу при прокачке через пласт трех объемов пор пласта, т. е. объема воды, равного 3V_п, то в среднем при м_o = l-5 можно получить конечный коэффициент вытеснения порядка 0,6-0,7 для пород-коллекторов нефти с проницаемостью 0,3-1,0 мкм².

Если же заводнение применяют на нефтяном месторождении с вязкостью нефти в пластовых условиях порядка 20 - 50·10^-3 Па·с, то конечный коэффициент вытеснения снижается до 0,35-0,4 в результате усиления неустойчивости процесса вытеснения нефти водой.

Лабораторные экспериментальные исследования вытеснения нефти водой, проводимые на моделях пластов, показывают, что при м₀ = 1-5 линия контакта нефть - вода изгибается сравнительно мало (рис. 1), но при м₀ = 20-30 она сильно деформируется (рис. 2). При этом вода, вытесняющая нефть, движется языками, оставляя позади контакта нефть - вода участки обойденной водой нефти.

Рис.1.. Схема движения водонефтя ного контакта в пласте при м₀ =1-5·10^-3 Па·с

1 - область, занятая водой и остаточной нефтью; 2 - водонефтяной контакт; 3 - область, занятая нефтью

Рис. 2. Схема движения водонефтяного контакта в пласте при м₀ = 20-30·10^-3 Па·с

1-3 - см. рис. 93; 4 - скопление нефти, оставшееся позади водонефтяного контакта

Если м₀>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:

применению для закачки в пласт горячей воды и водяного пара;

загущению воды полимерными добавками и другими веществами;

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 м₀.

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 з₂ от степени объединения пластов в объекты разработки и параметра плотности сетки скважин s_c 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 з₂ = з₂(s_c) 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 з₂ = з₂(s_c) 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 s_с1 и s_с2, причем s_с1>s_с2. В случае, показанном на рис. 96, соответствующем s_c = s_с1 охватывается разработкой только линза 4. Запасы нефти, содержащиеся в линзах 3 и 5, должны быть исключены из извлекаемых запасов рассматриваемого участка пласта.

Рис. 3. Схема вертикального разреза 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 s_c = s_cl:

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 (s_с2<s_с1) 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 s_c2<s_c1:

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 s_c. При этом получают только осредненные зависимости, которые весьма приближенно можно использовать для конкретных месторождений.

Для аппроксимации таких общих зависимостей з₂ = з₂(s_c) используют формулу ВНИИ

(1)

или формулу В. Н. Щелкачева

(2)

где А, В и б - постоянные коэффициенты.

Для того чтобы использовать формулы (1) и (2) применительно к конкретным месторождениям, нужно именно для этих месторождений определить коэффициенты А, В или б, 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.

Лекция 9. МЕТОДИКА ТатНИПИ

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.	23
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 мн / мв	4,52/1,4
Плотность нефти/воды в пластовых условиях сн / св	824/1186
Коэффициент вытеснения нефти водой К2	0,73
Коэффициент эксплуатации скважин оэ	0,95

Расчет технологических показателей разработки

Расчет показателей разработки

1. Рассматриваем вариант разработки при равномерной квадратной сетке скважин 500х500м. Зная площадь нефтеносности и общее число нагнетательных и добывающих скважин, находим плотность сетки скважин.

 км²/скв

2. Определяем соотношение добывающих и нагнетательных скважин, при котором достигается максимум амплитудного дебита,

,

где а - показатель, учитывающий отличия средних коэффициентов продуктивности нагнетательных и добывающих скважин (зависит от зональной неоднородности),

м_* - коэффициент, учитывающий отличия подвижностей вытесняющего агента (воды) и нефти в пластовых условиях.

;

;

;

Исходя из аналитических расчетов, доказано, что максимальный темп отбора основной части извлекаемых запасов нефти достигается при начальном соотношении добывающих и нагнетательных скважин m = 1,2 • , т.е. полученное выше значение увеличивается в 1,2 раза.

Определяем относительный коэффициент продуктивности скважин, выбираемых под нагнетание воды, v

;

Определяем функцию относительной производительности скважин ()

;

5. Определяем амплитудный дебит всей рассматриваемой нефтяной залежи (q_o).

,

где Дp= 10⁷ МПа - принимаемый перепад давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин в расчетном варианте.

q₀ = 365•2,1•10^-5•73•10⁷•0,33=1,78 млн.т/год.

Расчет конечной характеристики использования запасов нефти

1. Подвижные запасы нефти (Q_n)

Q_n=Q_бК₁К₂, где Q_б - балансовые запасы нефти; К₁- коэффициент сетки, показывающий долю объема нефтяных пластов при данной сетке скважин, К₁=1-аS, где а - постоянный коэффициент (а=0,2), S - площадь, приходящаяся на одну скважину, км²; К₂ - коэффициент вытеснения, показывающий долю отбора дренируемых запасов нефти при неограниченно большой прокачке вытесняющего агента (воды).

К₁=1-0,2•0,49=0,9 Q_n=23•0,92•0,73=15,134 млн.т.

2. Расчетная послойная неоднородность пласта, определяемая с помощью коэффициента U²_р, находится с учетом языкообразования фронта вытесняющего агента вблизи добывающих скважин и неравномерности продвижения фронта агента с разных сторон к скважинам стягивающего добывающего ряда.

,

3. Предельная доля воды в дебите жидкости добывающей скважины

где м₀=0,5 (1+ м_*)с_*; с_*= с_{в /} с_н;

А₂ - предельная массовая доля воды ( предельная обводненность) =0,99; м₀ -коэффициент, учитывающий отличия вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях по подвижности в м_* раз и по плотности в с_* раз.

м₀ = 0,5•(1+1,92) •1,44=2,1

А=

4. Коэффициент использования подвижных запасов нефти (К₃) при данной послойной неоднородности пласта (U²_p) и предельной доле агента (А)

К₃= К_нз+( К_кэ- К_нз)А,

где

;

;

К_з=0,246+(0,893-0,246)•0,979=0,879

5. Расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти F определяется из соотношения:

F=K_H3+( K_K3+ K_H3)ln(1/(1-A));

F=0,246+(0,893-0,246) ln(1/(1-0,979))=2,749.

6. Начальные извлекаемые запасы жидкости (Q_FO) и нефти (Q_O) находятся из следующих формул:

Q_FO= Q_nF , Q_O= Q_nK₃

Q_FO=15,134•2,749=41,6 млн.т Q_O=15,134•0,879=13,3 млн.т

При этом массовые начальные извлекаемые запасы жидкости (Q_FO2) в поверхностных условиях будут равными:

Q_FO2= Q_O+(Q_FO - Q_O)м₀;

Q_FO2=13,3+(41,6-13,3)•2,1=72,8 млн.т.

7. Средняя массовая доля воды (обводненность) в суммарной добыче жидкости

; ;

а нефтеотдача пластов

К_но=Q_o/Q_б=13,3/23=0,578.

Расчет динамики дебитов нефти и воды

Принимается следующая программа разработки нефтяной залежи.

Нефтяная залежь с общим числом скважин (n₀=73) разбуривается и вводится в разработку равномерным темпом в течение 8 лет по 10 скважин в год.

1. На первой стадии текущий дебит нефти



где t - годы, n_t0 - число действующих скважин в t-м году;

n_t0 = n_tб / 2+? n_(t-1)б; n_tб - число пробуренных скважин в t-м году;

? n_(t-1)б - общее число пробуренных скважин до t-го года.

Расчетный текущий дебит жидкости в пластовых условиях:

Массовый текущий дебит жидкости в поверхностных условиях:

q_{tF2 =} q_t + (q_tF- q_t)м₀.

Обводненность А_t= (1-q_t/q_tF)•100

Среднесуточный дебит одной скважины:

,

где n_t0 - число действующих скважин в t-м году;

о_э - коэффициент эксплуатации скважин;

Для второй и третьей стадии текущий расход закачиваемой воды и среднесуточный дебит скважины рассчитываются по тем же формулам, что и для первой стадии.

2. На второй стадии выдерживается постоянным текущий дебит нефти залежи q_t и расчеты проводятся по следующим формулам:

текущий амплитудный дебит ,

расчетный текущий дебит ,

массовый текущий дебит жидкости: q_tF2= q_t+(q_tF- q_t)м₀.

3. На третьей стадии залежь разрабатывается при фиксированных условиях, создавшихся в конце второй стадии, и расчет ведется по формулам первой стадии при .

Для первой стадии при t =1, n_t0 = 5

млн.т/год,

млн.т/год,

q_tF2=0,114+(0,119-0,114)•2,1=0,125 млн.т/год,

,

т/сут.

Для второй стадии при t=9

млн.т/год,

млн.т/год,

q_tF2=1,11+(1,68-1,11)•1,68=2,30 млн.т/год,

Для третьей стадии при t=13

млн.т/год,

млн.т/год,

q_tF2=0,41+(1,1-0,41)•2,1=1,86 млн.т/год,

Результаты расчетов приведены в таблице.

Таблица

Показатели разработки Киязлинского месторождения за 20 лет

Годы, t	qt0, млн.т год	Qt0, млн.т	Добыча, млн.т	Суммарная добыча, млн.т	V закач. агента, млн.т/г qt3	Обвод- ненность, Аt,%
			нефти qt	жидкосqtF2	? qt	? qtF2
1	0,11	0,91	0,11	0,12	0,11	0,12	0,18	8,57
2	0,34	2,73	0,33	0,38	0,44	0,5	0,55	13,59
3	0,54	4,56	0,52	0,64	0,96	1,14	0,89	19,94
4	0,75	6,38	0,68	0,91	1,64	2,08	1,22	25,68
5	0,97	8,20	0,82	1,19	2,46	3,27	1,54	30,76
6	1,22	10,02	0,95	1,46	3,41	4,73	1,84	35,24
7	1,50	11,85	1,06	1,74	4,47	6,47	2,13	39,20
8	1,78	13,30	1,11	1,96	5,57	8,43	2,34	43,58
9	2,05	13,30	1,11	2,30	6,68	10,73	2,58	51,86
10	2,43	13,30	1,11	2,74	7,79	13,47	2,90	59,61
11	2,97	13,30	1,11	3,35	8,90	16,82	3,34	66,94
12	3,83	13,30	1,11	4,25	10,01	21,07	3,99	73,95
13	3,83	13,30	0,41	1,86	10,42	22,93	1,69	77,78
14	3,83	13,30	0,36	1,82	10,78	24,75	1,62	80,14
15	3,83	13,30	0,32	1,78	11,10	26,53	1,55	82,21
16	3,83	13,30	0,28	1,73	11,37	28,26	1,48	84,03
17	3,83	13,30	0,24	1,69	11,62	29,95	1,42	85,64
18	3,83	13,30	0,21	1,64	11,83	31,59	1,36	87,07
19	3,83	13,30	0,19	1,59	12,01	33,18	1,30	88,34
20	3,83	13,30	0,16	1,54	12,18	34,72	1,25	89,48

Лекция 10. НОВЫЕ МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

При всех достоинствах освоенного промышленностью метода заводнения нефтяных залежей как метода извлечения нефти, он тем не менее уже не обеспечивает необходимую конечную степень извлечения нефти из пластов, особенно в условиях неоднородных пластов и повышенной вязкости нефти, когда достигается низкий охват пластов заводнением. По мере роста понимания механизма и особенностей процесса заводнения нефтяных залежей стали настойчиво искать способы повышения его эффективности.

В 50-х годах повышение эффективности заводнения осуществлялось в основном изменением схемы размещения нагнетательных скважин (законтурное, осевое, блоковое, очаговое, площадное). Много внимания уделялось оптимизации давления нагнетания воды, выбору объектов разработки, повышению эффективности заводнения за счет размещения добывающих скважин и др.

В начале 60-х годов начали усиленно изучать способы улучшения вытесняющей способности воды за счет добавки различных активных агентов. В качестве таких агентов стали изучать и применять углеводородный газ, полимеры, поверхностно-активные вещества, щелочи, кислоты и др. Цель заключается в том, чтобы повысить охват пластов заводнением и устранить или уменьшить отрицательное влияние сил, удерживающих нефть в заводненных зонах пластов.

К низкопотенциальным методам относятся циклическое воздействие на пласты, изменение направления потоков жидкости, применение водорастворимых поверхностно-активных веществ, кислот, щелочей и полимеров, увеличивающих нефтеотдачу на 2-8 % по сравнению с обычным заводнением. К наиболее высокопотенциальным относятся методы вытеснения высоковязкой нефти паром, внутрипластовым горением и маловязкой нефти мицелляр-ными растворами, увеличивающие нефтеотдачу на 15-20%. Эффективность вытеснения нефти углекислым и углеводородным газами совместно с заводнением занимает промежуточное положение (5-15%) (рис. 1, 2, 3).

Рис.1 Классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов

Рис.2

Рис.3

По своему назначению и способу воздействия известные методы увеличения нефтеотдачи пластов можно классифицировать следующим образом (табл. 1).

Таблица 1

Классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов

Назначение	Способ воздействия	Рабочий агент
Воздействие на нефть, оставшуюся в пласте в макромасштабе - повышение охвата вытеснением	Повышение вязкости вытесняющего агента Понижение вязкости нефти Увеличение (расширение) объема нефти Увеличение дренируемой (работающей) толщины пласта	Полимеры Мицеллярные растворы Пар Воздух + вода (горение) Углекислый газ То же Пар Воздух -f- вода (горение) ПАВ Полимеры Водогазовые смеси Щелочи Вода (циклическое заводнение)
Воздействие на нефть, оставшуюся в пласте в микромасштабе - вытеснение рассеянной остаточной нефти	Достижение смешиваемости нефти и вытесняющего агента Снижение межфазного натяжения Повышение смачиваемости пласта водой Повышение фазовой проницаемости для нефти и снижение для воды	Углекислый газ Газ высокого давления Мицеллярные растворы Щелочи Водорастворимые ПАВ Щелочи Водорастворимые ПАВ Водогазовые смеси

Классификация и назначение методов повышения нефтеотдачи пластов

Распределение остаточной нефтенасыщенности пластов требует, чтобы методы увеличения нефтеотдачи эффективно воздействовали на рассеянную нефть в заводненных или загазованных зонах пластов, на оставшиеся с высокой нефтенасыщенностью (но ниже начальной) слабопроницаемые слои и пропластки в монолитных заводненных пластах, а также обособленные линзы в разрезе и зоны (участки) в плане, совсем не охваченные дренированием системой скважин. Представляется совершенно бесспорным, что при столь широком многообразии состояния остаточной нефтенасыщенности, а также при большом различии свойств нефти, воды и газа и проницаемости нефтенасыщенных зон пластов не может быть одного универсального метода увеличения нефтеотдачи пластов, устраняющего все причины остаточной нефтенасыщенности. Кратко причины образования остаточной нефти и пути ее извлечения представлены ниже.

Причины образования остаточной нефти и пути её извлечения

Причины образования	Пути извлечения
Расчлененность, прерывистость пластов составляет 0,1 - 0,8 объема залежи	Повышение охвата дренированием за счет системы размещения скважин, выбора объектов, вскрытия пластов, оптимизации давления нагнетания.
Неоднородность пластов по проницаемости от 0,01 до 3 - 4 мкм2	Выравнивание проводимости пластов за счет уменьшения фазовой проницаемости для воды, увеличения вязкости и др.
Вязкость нефти больше вязкости воды и изменяется от 1 - 5 до 50 - 1000 мПа·с	Снижение вязкости нефти, увеличение вязкости воды; объемное расширение нефти
Межфазные, молекулярные силы на контакте нефти с водой и породой составляют 18 - 30 мН/м	Устранение межфазного натяжения на контакте нефть - вода; гидрофилизация пористой среды
Микронеоднородность составляет 1·10-4 -1см; удельная поверхность пористой среды - (0,05-3)104 см2/см3 или (0,02--1,5 м2/г)	Ослабление молекулярных и проявление гравитационных сил

Известные методы увеличения нефтеотдачи пластов в основном характеризуются направленным, кумулятивным действием, каждый из которых воздействует на одну-две причины, вызывающие остаточную нефтенасыщенность. По типу рабочих агентов классификацию известных методов увеличения нефтеотдачи пластов можно представить в виде схемы на рис. 1. В основе всех известных методов увеличения нефтеотдачи пластов лежит заводнение, т. е. вода - основной компонент всех рабочих агентов, к которому добавляются химические продукты, газ, воздух, теплоносители и растворители. А по целевому назначению их классификацию можно представить в виде схемы на рис. 2.

В рамках обычного заводнения нефтяных залежей, без добавок к воде активных агентов, повысить охват заводнением и нефтеотдачу пластов можно применением технологии и системы заводнения, наилучшим образом соответствующих особенностям геологического строения пластов (циклическое воздействие на слоистые, изменение направления потоков на зонально-неоднородные пласты, самостоятельные скважины на обособленные линзы, пропластки и др.).

Добавление к воде активных агентов (ПАВ, полимеров, щелочей, двуокиси углерода, углеводородного газа, мицеллярных растворов) осуществляется для повышения охвата пластов заводнением и вытеснения остаточной нефти из заводненных зон.

Все эти методы характеризуются различной потенциальной возможностью увеличения нефтеотдачи пластов (от 1,5-2 до 25-35% от балансовых запасов) и разными критическими факторами их применения (табл. 2).

Таблица 2

Потенциальные возможности и критические факторы методов увеличения нефтеотдачи пластов

Рабочий агент	Увеличение нефтеотдачи, %	Критический фактор применения рабочего агента
Вода + газ	5-10	Гравитационное разделение. Снижение продуктивности
Полимеры	5-8	Соленость воды и пласта. Снижение продуктивности
Щелочи	2-8	Активность нефти
Мицеллярные растворы	8-20	Сложность технологии. Соленость воды и пласта. Снижение продуктивности
Двуокись углерода	8-15	Снижение охвата. Регенерация, коррозия
Пар	15-35	Потери теплоты. Малая глубина. Вынос песка. Технические проблемы
Воздух + вода (горение)	15-30	Осложнения при инициировании. Охват горением. Технические проблемы. Охрана окружающей среды

Остаточную нефть из заводненных частей пластов могут эффективно вытеснять только мицеллярные растворы и углекислый газ, которые обеспечивают смешиваемость нефти с вытесняющим агентом, т. е. устраняют действие капиллярных сил, удерживающих эту нефть. Повышать охват заводнением неоднородно-слоистых и зонально-неоднородных пластов способны полимерные растворы, углекислый газ, водогазовые смеси, циклическое воздействие, изменение направления потоков жидкости, щелочи, уменьшающие подвижность воды и неоднородность потоков. С помощью пара и внутрипластового горения за счет снижения вязкости нефти одновременно увеличивается и вытеснение нефти, и охват пластов по сравнению с обычным заводнением только в случае высоковязких нефтей. Водорастворимые ПАВ и серная кислота обеспечивают повышение нефтеотдачи пластов в основном за счет увеличения работающей толщины пластов в скважинах, так как мало снижают межфазное натяжение.

Нефть, оставшуюся в обособленных линзах и пропластках, можно извлекать только с помощью специально пробуренных на них скважин или переведенных с других горизонтов. Исходя из потенциальных возможностей и назначения методов, можно отметить, что для наших нефтяных месторождений с маловязкими нефтями, разрабатываемых с использованием заводнения, к наиболее перспективным методам относятся применение:

двуокиси углерода; 2) водогазовых смесей; 3) мицеллярных растворов, а для месторождений с высоковязкими нефтями:

пара; 2) внутрипластового горения.

Остальные методы будут использоваться в основном для интенсификации добычи нефти и регулирования процесса разработки с целью достижения проектных показателей, так как их потенциальные возможности ниже возможных погрешностей при расчетах эффективности заводнения.

Направления и фазы развития методов увеличения нефтеотдачи пластов

Развитие методов извлечения нефти из недр как и любого другого технологического процесса происходит в двух направлениях - по горизонтали и по вертикали. Движение технологического процесса по горизонтали происходит за счет его усовершенствований, повышающих эффективность или улучшающих экономические показатели, но не изменяющих основы, механизм процесса. Примером длительного движения технологического процесса разработки нефтяных месторождений по горизонтали служит искусственное заводнение пластов. С момента появления этого процесса вытеснения нефти в 40-х годах до настоящего времени, т. е. более 30 лет, происходит его развитие - усовершенствуется система размещения нагнетательных и добывающих скважин, улучшаются технология (режим) нагнетания воды в пласты, условия эксплуатации скважин, развиваются способы контроля и регулирования добычи нефти, заводнения пластов и др.

Все эти мероприятия существенно повышают эффективность заводнения нефтяных залежей без изменения его основы. Развитие технологии по горизонтали происходит на основе анализа опыта и результатов на протяжении всего периода применения от нововведения до инженерной практики, когда возникает необходимость перехода на качественно новую технологию. Специальных теоретических и поисковых исследований для этого не требуется.

Научно-технический прогресс любой отрасли, в том числе и добычи нефти, определяется движением технологии по вертикали, которое характеризуется переходом технологии на качественно новую ступень, более высокую по эффективности и отличающуюся от предшествующей механизмом процесса. Большая часть известных новых методов увеличения нефтеотдачи пластов по своему механизму принципиально отличается от обычного заводнения и действительно представляет собой движение технологии разработки нефтяных месторождений по вертикали. Методы вытеснения нефти мицеллярными растворами, углекислым газом за счет внутрипластового горения, а также паром характеризуются совершенно иными, значительно более сложными и качественно более эффективными процессами, чем заводнение. Методы же вытеснения нефти водными растворами ПАВ, полимеров, щелочей и водогазовыми смесями являются улучшенными модификациями заводнения нефтяных залежей, поскольку они основаны на простом улучшении вытесняющих свойств воды, хотя также сопровождаются сложными процессами адсорбции, деструкции молекул, изменением фазовых проницаемостей и пр.

Развитие технологии извлечения нефти по вертикали проходит следующие обязательные фазы - этапы.

Поиск	Изучение физико-химических, гидрогазотермодинамических явлений и микропроцессов
Воплощение	Определение условий вытеснения нефти, воздействия на нефть и пористую среду
Научная демонстрация	Доказательство эффективности процесса вытеснения нефти на моделях пластов
Разработка	Изучение механизма процесса и влияния различных факторов на его эффективность
Опытный образец (показательный опыт)	Демонстрация реализуемости процесса и технологического эффекта в промысловых условиях на месторождении
Проектирование	Создание математических моделей, методов проектирования. Изучение технологии
Промышленные испытания	Определение технологической и экономической эффективности процесса в различных геолого-физических условиях. Обоснование оптимальной технологии и систем разработки
Технико-экономическое обоснование	Определение масштаба, перспектив применения и потребных материально-технических средств
Материально-техническое обеспечение	Задания на производство химических продуктов, техники, оборудования. Включение в планы смежных отраслей.
Инженерная практика	Промышленное внедрение процесса на месторождениях. Обоснование методов регулирования и модификаций.

Для нормального развития технологии и уменьшения риска неэффективных затрат на применение новой технологии в принципе невозможно изменить указанный порядок фаз (этапов) или сократить их число. Требуется именно такая последовательность этапов развития любой принципиально новой технологии - от поиска до промышленного внедрения. Все попытки сократить или ускорить их прохождение неизбежно ведут к ущербу их изучения и освоения. Первые три фазы развития принципиально новых технологий принято относить к фундаментальным исследованиям, следующие три фазы - к прикладным исследованиям, а последующие три -к так называемой разработке технологий.

Продолжительность полного цикла развития новой технологии разработки нефтяных месторождений от появления идеи до промышленного применения достигает 15-20 лет. Так было, например, с технологией заводнения нефтяных месторождений, внутри-пластового горения, мицеллярно-полимерного заводнения и др. Подобная продолжительность полного цикла развития технологий разработки нефтяных месторождений обусловлена большой инертностью, сложностью перестройки нефтяной промышленности на новые процессы и трудностью создания необходимой материально-технической базы для них. Промышленное внедрение новых технологий разработки нефтяных месторождений возможно только на основе развитой индустрии. Смежные отрасли промышленности (нефтехимическая, машиностроительная, металлургическая и др.) должны быть способными производить в огромных масштабах сложные, высококачественные химические продукты, технику, оборудование и приборы.

В приведенной последовательности фаз особенно важное значение имеют показательный опыт и промышленные испытания методов, которые проводятся с двумя целями.

Обоснование оптимальной технологии для промышленного применения методов на конкретных месторождениях. Эту цель можно достигнуть при соблюдении порядка испытания и внедрения методов.

Определение области возможного применения методов, физико-геологических и технологических критериев применимости и прогнозирования масштабов применения для своевременного создания материально-технической базы. Эту цель можно достигнуть при достаточно большом числе опытов, проведенных в разных геолого-физических и технологических условиях.

Условия успешного применения методов.

Принципы внедрения методов на конкретных месторождениях

Все известные методы увеличения нефтеотдачи пластов сложные и дорогие. При разработке нефтяных месторождений новыми методами в пластах происходят сложнейшие процессы и явления - адсорбция и десорбция химических реагентов, разрушение структуры растворов и сложных молекул, фазовые переходы, массоперенос, диффузия, дистилляция и окисление нефти, кондуктивный и конвективный перенос теплоты, диссипация, химические реакции и превращения веществ, отложение солей, инверсия смачиваемости, капиллярные процессы и поверхностные явления, диссоциация пород, гравитация и другие, которые пока очень слабо изучены и требуют специальных фундаментальных исследований. Эти процессы и явления определяют особенности механизма извлечения нефти и эффективности достигаемых показателей методов увеличения нефтеотдачи пластов. Как показывает практика опытно-промышленных испытаний, разработка месторождений известными методами увеличения нефтеотдачи пластов в 7-10 раз дороже, чем при заводнении. Поэтому успешное применение метода увеличения нефтеотдачи пластов возможно только при научно обоснованном проекте (схеме), в котором установлена оптимальная технология процесса (система), и строгом ее соблюдении.