Лекции РН и ГМ г. Лекции по разработке нефтяных месторождений
 Скачать 22.18 Mb.
|
Изменение направлений фильтрационных потоковТехнология метода заключается в том, что закачка воды прекращается в одни скважины и переносится на другие, в результате чего обеспечивается изменение направления фильтрационных потоков до 90°. Физическая сущность процесса состоит в следующем. Во-первых, при обычном заводнении вследствие вязкостной неустойчивости процесса вытеснения образуются целики нефти, обойденные водой. Во-вторых, при вытеснении нефти водой водонасыщенность вдоль направления вытеснения уменьшается. При переносе фронта нагнетания в пласте создаются изменяющиеся по величине и направлению градиенты гидродинамического давления, нагнетаемая вода внедряется в застойные малопроницаемые зоны, большая ось которых теперь пересекается с линиями тока, и вытесняет из них нефть в зоны интенсивного движения воды. Объем закачки вдоль фронта целесообразно распределить пропорционально оставшейся нефтенасыщенности (соответственно уменьшающейся водонасыщенности). Изменение направления фильтрационных потоков достигается за счет дополнительного разрезания залежи на блоки, очагового заводнения, перераспределения отборов и закачки между скважинами, циклического заводнения. Метод технологичен, требует лишь небольшого резерва и мощности насосных станций и наличия активной системы заводнения (поперечные разрезающие ряды, комбинация приконтурного и внутриконтур-ного заводнении и др.). Он позволяет поддерживать достигнутый уровень добычи нефти, снижать текущую обводненность и увеличивать охват пластов заводнением. Метод более эффективен в случае повышенной неоднородности пластов, высоковязких нефтей и применения в первой трети основного периода разработки. ВЛИЯНИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ Эффективность процесса вытеснения нефти водой из нефтеносных пластов зависит от их геолого-физических свойств, свойств нефти и воды, и условий извлечения. Как показывает опыт разработки нефтяных месторождений, на показатели извлечения нефти из пластов при заводнении наиболее сильное влияние оказывают: 1) соотношение вязкостей нефти и воды  2)неоднородность пластов по проницаемости, расчлененности и прерывистости; 3)гидропроводность пласта  ;4)температура пласта; 5)относительные размеры водонефтяных зон; 6)микронеоднородность пористой среды, нефтенасыщенность и капиллярные силы; 7)плотность сетки скважин; 8)система заводнения. По основным месторождениям Урало-Поволжья методом многофакторного корреляционного анализа было изучено влияние этих факторов на нефтеотдачу пластов при их заводнении по 50 объектам. Эти объекты, приуроченные к терригенным коллекторам, находились на поздней стадии разработки с высокой обводненностью продукции и разрабатывались на водонапорном режиме. Средняя плотность сетки скважин в пределах начального контура нефтеносности по разным объектам составила от 10 до 70 га/скв. Относительное влияние различных геолого-физических и технологических факторов на нефтеотдачу пластов при характерных для месторождений Урало-Поволжья диапазонах изменения этих параметров показано ниже:
1. Влияние вязкости на нефтеотдачу Из таблицы видно, что в абсолютном выражении наиболее сильно влияют на величину нефтеотдачи соотношение вязкостей нефти и воды, и увеличение средней проницаемости пласта. Соотношение вязкостей нефти является первой главной проблемой при заводнении. С увеличением отношения вязкости нефти и воды в пластовых условиях , при одном и том же объеме закачанной в пласт воды текущая нефтеотдача снижается. Лабораторные экспериментальные исследования вытеснения нефти водой, проводимые на моделях пластов, показывают, что при  линия контакта нефть — вода изгибается сравнительно мало, но при  она сильно деформируется .  Схема движения водонефтяного контакта в пласте при =1 — 5·10-3 Па·с: 1 — область, занятая водой н остаточной нефтью; 2 — водонефтяной контакт; 3- область, занятая нефтью  Схема движения водонефтяного контакта в пласте при = 20 — 30·10-3 Па·с: 1-3 — см. рис выше; 4 — скопление нефти, оставшееся позади водонефтяного контакта При этом вода, вытесняющая нефть, движется языками, оставляя позади контакта “нефть — вода” участки обойденной водой нефти. Разработка залежей с высокой вязкостью нефти характеризуется: - быстрым обводнением добывающих скважин, - отсутствием безводного периода и большими объемами попутно добываемой воды (ВНФ- 3-7 и более), то есть через залежь необходимо прокачать воды более 3-7 объемов пор, первоначально насыщенных нефтью. - если  , заводнение нефтяных месторождений, осуществляемое путем закачки в пласты обычной воды, оказывается неэффективным, поскольку конечная нефтеотдача получается низкой (порядка 0,1).2. Влияние температуры при 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. Исходя из опыта разработки, намечены следующие направления решения этой проблемы: - применение для закачки в пласт горячей воды и водяного пара; - загущение воды полимерными добавками и другими веществами; - использование влажного и сверхвлажного внутрипластового горения. 3. Влияние на нефтеотдачу пластов наличия ВНЗ (водонефтяных зон) Существенно снижает значение нефтеотдачи сосредоточение значительной доли запасов в водонефтяных зонах. Даже при хороших показателях разработки невозможно полное вытеснение нефти водой из заводненных областей.  Доля запасов в ВНЗ может колебаться от 15 до 100%, т.е. имеются нефтяные залежи, которые всюду подстилаются подошвенной водой. Практика разработки показала, что эффективность разработки месторождения в целом во многом зависит от эффективности разработки водонефтяных зон.Отличительная особенность процесса разработки водонефтяных зон в монолитных пластах – то, что течение нефти и воды в них носит сложный пространственный характер. Подошвенная вода поднимается в виде конуса к интервалу перфорации, ввиду чего имеет место обводнение скважин до предельной обводненности, при слабой выработке пластов. Разработка ВНЗ требует особых технологических условий – надежного вскрытия пластов, хорошей изоляции заколонного пространства скважины, ограничение депрессий или дебитов на пласт. Если принять, что вскрытая часть пласта равна половине его нефтенасыщенной толщины, то предельный безводный дебит скважины определяется по следующей формуле:  , гдек – проницаемость; hн – толщина слоя нефти в пласте; γв, γн – плотность воды и нефти в пластовых условиях; µн – вязкость нефти в пластовых условиях; Rк – половина расстояния между скважинами; rс – радиус скважины. Приведенная формула пригодна только для однородного пласта. Однако, подавляющее большинство продуктивных пластов обладает свойством анизотропности, т.е. их проницаемость вдоль напластования значительно больше, чем поперек напластования. За счет анизотропности qпр могут быть значительно больше. Еще более важную роль играет расчлененность пласта непроницаемыми пропластками. Если между нижней дырой фильтра и ВНК расположен глинистый пропласток, то процесс конусообразования становится невозможным. Поэтому в ВНЗ перфорацию скважины всегда осуществляют таким образом, что бы иметь непроницаемый пропласток между ВНК и фильтром. Выделяются следующие типы нефтяных залежей с ВНЗ и рекомендуемые для них системы разработки:
Практика показала, что разработка обширных ВНЗ самостоятельной сеткой скважин и со своей системой заводнения позволяет значительно улучшить показатели извлечения нефти, но показатели остаются все же ниже, достигаемых на чисто нефтяных участках залежей. Особенно трудно разрабатывать залежь при наличии ВНЗ и высокой вязкости нефти, из-за быстрых прорывов воды в добывающие скважины. Это происходит из-за разности гидродинамических сопротивлений в кровле и подошве пласта. По подошве скорость перемещения выше, чем по кровле. Это приводит к увеличению размеров ВНЗ, так как вода фильтруется в основном по подошве, поступая к забоям скважин в виде конусов. 4. Влияние трещиновато-пористых пластов на вытеснение нефти водой Помимо песчанистых продуктивных пластов, большие запасы нефти приурочены к карбонатным коллекторам. В карбонатных коллекторах, как правило, более сильно развита трещиноватость. В тех случаях, когда сами породы низкопористы и плохо проницаемы, трещины - это главные каналы, по которым движется нефть к забоям добывающих скважин. Мы уже рассматривали ранее модели трещиноватого и трещиновато – порового пласта. Этим двум моделям соответствуют два типа коллектора:
Разработка чисто трещинных коллекторов обычно не вызывает проблем, вода вытесняет нефть из трещин с высокой эффективностью, однако чисто трещинные коллектора, малоемкие, поскольку объем трещин очень мал. Обычно пористость трещинных коллекторов не превышает 1-2%. Значительно сложнее разработка трещиновато-пористых пластов. В процессе разработки трещиновато-пористых пластов (их еще называют системами с двойной пористостью) при упругом режиме изменение давления быстрее распространяется по системе трещин, в результате чего возникают перетоки жидкости между трещинами и блоками (матрицами) пород, приводящие к характерному для таких пород запаздыванию перераспределения давления по сравнению с соответствующим перераспределением давления в однородных пластах при упругом режиме. 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, а из матриц трещиновато-пористых пластов при их заводнении нефть вытесняется, но коэффициент нефтевытеснения составляет 0,20-0,30. Вытеснение нефти из матрицы происходит под действием, в основном, двух сил. Первая – это градиенты давления в системе трещин, воздействующие и на блоки породы. Другая сила связана с разностью капиллярного давления в воде и нефти, насыщающей матрицу. 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 преимущественно гидрофильны.  5. Влияние на нефтеотдачу пластов проницаемости Из таблицы видно, что в абсолютном выражении наиболее сильно влияют на величину нефтеотдачи увеличение средней проницаемости пласта особенно велико это значение в призабойной зоне скважин, где наблюдаются наибольшие гидродинамические сопротивления притоку жидкости к скважине. Поэтому в нефтепромысловой практике широко применяется гидравлический разрыв пласта (ГРП) – технологический процесс увеличения проницаемости призабойной зоны путем создания новых или расширения естественных трещин. Сущность ГРП заключается в нагнетании в призабойную зону жидкости под высоким давлением. Давление, при котором происходит разрыв пласта, как правило, ниже горного давления для глубоких скважин и равны или несколько выше, чем горное давление для скважин небольшой глубины. В большинстве случаев давление разрыва на забое превышает в 1,5-2 раза гидростатическое давление. Сохранение трещин в открытом состоянии при снижении давления в скважине обеспечивается закачкой в них вместе с жидкостью отсортированного кварцевого песка или проппанта. ГРП применяется для увеличения продуктивности и дебитов нефтяных скважин и для увеличения приемистости нагнетательных скважин. Максимальный эффект от ГРП обеспечивается наибольшей шириной создаваемых в пласте трещин и распространением трещин по пласту на максимальное расстояние от забоя скважины. Эффект в большой степени зависит от соотношения гидродинамических характеристик удаленной части продуктивного пласта и его призабойной зоны. Таким образом, как видно из таблицы, что самое большое влияние на нефтеотдачу оказывают природные факторы, роль технологических факторов менее значительна. Это значит, что возможность повысить эффективность разработки, применяя обычные технологические приемы - ограничена. Главной причиной невозможности полного вытеснения нефти водой состоит в несмешиваемости нефти и воды, что является второй проблемой разработки месторождений. Решить проблему можно, либо обеспечить смешиваемость нефти с вытесняющим веществом, либо применение высокотемпературного воздействия 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. |