МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ОХВАТА НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ ЗАВОДНЕНИЕМ

Полноту извлечения нефти из нефтяной залежи в реальных условиях схематизируют произведением двух параметров (запомните их!):

1. Коэффициента вытеснения нефти вытесняющим агенто
2. Коэффициента охвата пласта воздействием.

Поэтому при решении проблемы увеличения нефтеотдачи поиски ведутся в двух направлениях: 1 - для увеличения степени промывки пласта, т. е. коэффициента вытеснения, и 2 - для повышения охвата разрабатываемого пласта воздействием.

В связи с тем, что в лабораторных экспериментах приоритетны исследования, связанные с изучением динамики коэффициента вытеснения, многие современные технологии увеличения нефтеотдачи пластов оцениваются как технологии увеличения коэффициента вытеснения. В отношении существенного увеличения коэффициента охвата пласта воздействием возможности этих технологий оценить труднее.

Уменьшение охвата пласта воздействием определяется многими факторами, в том числе: геологической неоднородностью нефтесодержащего коллектора, различием вязкостей нефти и вытесняющих агентов, проявлением аномалий вязкости нефти, геометрической схемой и плотностью размещения скважин и др.

Наиболее важными факторами, значительно снижающими охват пласта воздействием при заводнении, являются геологическая неоднородность пластов и реологические характеристики пластовых нефтей.

Современные методы регулирования охвата неоднородных пластов при их разработке можно подразделять на две группы:

1. гидродинамические
2. физико-химические.

Оба эти направления достаточно широко применяются для повышения нефтеотдачи пластов и непрерывно совершенствуются.

Ниже рассмотрите эти направления в отдельности и законспектируйте основные их положения.

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ ОХВАТА

В реальных условиях в большинстве случаев залежи нефти приурочены к нескольким продуктивным пластам, отличающимся эффективной толщиной, коэффициентами проницаемости, пористостью, а также термобарическими условиями.

В большинстве случаев реальные пласты имеют послойную неоднородность. При выборе систем разработки в один объект объединяются несколько нефтенасыщенных пластов. В результате в процессе заводнения послойно-неоднородные пласты, имеющие различные физические характеристики, охватываются процессом воздействия неодинаково.

☝️ Пласты или отдельные пропластки реального пласта, имеющие низкую проницаемость, отстают в вытеснении нефти. При продвижении фронта вытеснения нефти гидравлическое сопротивление высокопроницаемого пласта ниже, чем менее проницаемых пластов, и после прорыва воды в добывающие скважины вытесняющая вода в основном фильтруется по высокопроницаемому пласту, не вытесняя нефть по низкопроницаемым пропласткам.

Эффективность процесса разработки нефтяной залежи снижается, технико-экономические показатели ухудшаются. К моменту прорыва воды по высокопроницаемым прослоям в низкопроницаемых пластах остается еще значительное количество остаточной нефти, которая не может быть извлечена без применения специальных способов воздействия.

Основным методом вытеснения нефти из продуктивных пластов является искусственное заводнение, которое осуществляется путем применения различных систем заводнения:

1. законтурного,
2. внутриконтурного,
3. площадного,
4. очагового,
5. избирательного
6. других систем.

Поддержание пластового давления совместно-раздельной закачкой воды при дифференцированном давлении закачки используется для интенсификации разработки многопластового объекта в начальных стадиях и как вторичный метод воздействия после извлечения значительных запасов нефти.

В условиях послойной и зональной неоднородности пластов наиболее эффективным является очагово-избирательное заводнение, позволяющее рационально использовать энергию закачиваемой воды, так как при указанной системе заводнения максимально учитывается неоднородность строения объекта разработки. Основная особенность указанной системы состоит в том, что в качестве нагнетательных скважин выбираются скважины с лучшими продуктивными характеристиками и хорошей гидродинамической связью с окружающими скважинами. Они должны располагаться рассредоточенно по площади и должны быть окружены добывающими скважинами с учетом уменьшения эффекта интерференции.

Широкие промышленные испытания и внедрение избирательного заводнения показали его достаточную эффективность в различных геолого-физических условиях. Наряду с интенсификацией добычи нефти оно способствовало увеличению нефтеотдачи пластов.

Более технологичной системой воздействия на неоднородные пласты является очаговое заводнение, основанное на организации и регулировании закачки воды в зонах слабого воздействия на залежь. Очаги создаются в зонах, слабо охваченных заводнением, путем перевода добывающих скважин в нагнетательные. Организация очагового заводнения как способа регулирования процесса разработки позволяет изменять направления фильтрационных потоков и градиентов пластового давления между зонами нагнетания и отбора жидкостей, тем самым довытеснять нефть из слабопроницаемых зон пласта.

Результаты промышленного применения очагового заводнения с одновременным повышением давления нагнетания на месторождениях показали, что в условиях послойной и зональной неоднородности, а также прерывистости продуктивных пластов этот метод позволяет значительно повышать коэффициент нефтеотдачи за счет увеличения коэффициента охвата пластов воздействием.

В активную разработку вовлекаются малопродуктивные коллекторы и целые зоны их развития. Многолетняя практика разработки нефтяных месторождений показала, что главная особенность, характерная для всех методов заводнения, заключается в неравномерности распределения воды в коллекторы:

☝️ опережающим темпом обводняются пласты с лучшими коллекторскими свойствами, при этом невыработанными остаются отдельные менее проницаемые пласты и пропластки.

Выявлены трудность регулирования разработки неоднородных коллекторов, а также отсутствие радикальных способов ограничения отбора воды из скважин, эксплуатирующих частично обводненные пласты. Как показали исследования с применением глубинных потокомеров средняя доля работающих пластов и пропластков составляет 50% от суммарной перфорированной толщины пластов. При этом охват песчаников пластов «а», «б», «в», «г» изменяется в пределах 48—83%, а для алевролитов — от 28 до 60% .

На основе обобщения результатов теоретических и экспериментальных исследований способы повышения эффективности методов заводнения делят на две большие группы:

1. Основанные на применении тепловых, химических и газовых агентов,
2. Основанные на совершенствовании технологии и системы заводнения.

Отмечается, что при стационарном режиме образуется система постоянных трубок тока, определяющих охват пласта воздействием. Для вовлечения новых систем трубок тока необходимо изменить гидродинамический режим фильтрации.

Решить эту задачу можно путем регулирования работы всей системы заводнения или в пределах отдельных ее элементов.

Сюда относят:

1. нагнетание воды в нефтяные залежи под повышенным давлением;
2. циклическое воздействие на послойно-неоднородные пласты;
3. изменение режима работы как водонагнетательных, так и добывающих скважин;
4. разъединение пластов, включенных в один объект разработки;
5. оптимизация плотности сетки скважин.

☝️ Анализ результатов применения перечисленных способов регулирования разработки в различных геолого-физических условиях показал следующее. Поддержание повышенных давлений на линии нагнетания, близких к горным, показало, что увеличение депрессии на пласт приводит к увеличению работающей толщины и коэффициента гидропроводности пласта за счет ослабления структурно-механических свойств пластовой нефти в малопроницаемых пропластках. Относительное увеличение работающей толщины при повышении давления от 11 до 15 МПа по перечисленным месторождениям составило около 22%.

Часто перевод на повышенное давление закачки воды позволят дополнительно добыть нефть. При этом выявлены следующие особенности применения этого метода:

1) при повышении давления нагнетания до (0,8 -г- 0,9)рг, (где рг — горное давление) происходит вовлечение в работу менее продуктивных пластов, однако пласты с проницаемостью менее 0,3 мкм2 не включаются в работу. Здесь, очевидно, имеет решающее значение не коэффициент проницаемости пласта, а отношение проницаемостей высоко- и малопроницаемого пластов;

2) при давлении нагнетания большем, чем горное, коэффициент охвата по толщине увеличивается незначительно или остается на постоянном уровне, а в случае гидравлического разрыва происходит резкое уменьшение коэффициента охвата пласта воздействием;

3) в случае заводнения пластов значительной толщины увеличение давления нагнетания приводит к уменьшению коэффициента охвата, так как с повышением давления увеличение приемистости скважины происходит за счет интенсификации работы в высокопроницаемых интервалах пласта;

4) ограничивающим фактором повышения давления нагнетания, приводящим к ухудшению процесса вытеснения нефти водой, является прорыв ее в добывающие скважины в результате образования новых или расширения имеющихся трещин;

5) снижение эффективности повышения давления нагнетания воды на поздней стадии разработки нефтяных залежей происходит из-за сильной дренированности высокопроницаемых прослоев и пропластков.

При разработке залежей аномальных нефтей, приуроченных к послойно-неоднородным пластам, при прочих равных условиях охват пластов воздействием еще более осложняется.

Основные фильтрационные характеристики нефтей, такие как градиент динамического давления сдвига и градиент давления предельного разрушения структуры, зависят от состава нефти и коэффициента проницаемости породы.

☝️ Установлено, что чем меньше проницаемость породы, тем сильнее проявляются аномалии вязкости нефти. Для более полного вытеснения аномальной нефти из малопроницаемой пористой среды необходимо создавать достаточно большие градиенты давления, достигаемые лишь в призабойной зоне пласта.

☝️ На поздней стадии разработки нефтяных месторождений нагнетание воды в нефтяные залежи под повышенным давлением становится неэффективным из-за образования хорошо промытых зон, через которые фильтруется основная масса закачиваемой воды, не оказывая влияния на выработку малопроницаемых продуктивных пластов.

☝️ Таким образом, выравнивание выработки послойно-неоднородных пластов путем повышения давления нагнетания воды не позволяет в достаточной мере решить задачу полного охвата пластов воздействием.

Неполный охват обводненных пластов воздействием не устраняется и при таких методах регулирования, как изменение направлений фильтрационных потоков или циклическое заводнение, хотя применение их приводит к некоторому улучшению процесса выработки неоднородных пластов на II и III стадиях разработки.

Более детальный анализ эффективности применения этого метода на разных стадиях разработки различных объектов показал, что при высокой обводненности добываемой жидкости (более 70—80% ) результаты от применения циклического воздействия ухудшаются. Наименьшие или нулевые приросты добычи нефти наблюдаются по скважинам, где продолжительность заводнения составляет более 10 лет, что указывает на снижение эффективности циклического воздействия на нефтяные залежи на поздней стадии разработки.

Важнейшими являются проблема оптимизации плотности сетки для конкретных геолого-физических условий и порядок разбуривания залежей. В нашей стране в основном принято двухстадийное разбуривание нефтяных залежей: первоначально разбуривание по редкой сетке скважин с последующим избирательным уплотнением с целью увеличения охвата неоднородных пластов заводнением, стабилизации добычи нефти и повышения нефтеотдачи.

☝️ Эффект от уплотнения сетки скважин зависит от степени расчлененности объекта разработки, коллекторских свойств совместно эксплуатируемых пластов и стадии разработки.

☝️ Бурение дополнительных скважин на поздней стадии сопровождается отрицательными последствиями не только из-за интерференции и уменьшения запасов и добычи нефти на одну пробуренную скважину, но и в связи с быстрым продвижением контуров нефтеносности и сокращением периода эксплуатации скважин по сравнению со сроками их физического износа. Как и при всех методах заводнения, не исключается опережающее обводнение пласта по высокопроницаемым пропласткам и отставание или отсутствие выработки малопроницаемых пропластков (пластов).

Определенного увеличения охвата малопроницаемых пластов заводнением при совместной разработке нескольких продуктивных пластов можно добиться путем формирования объектов самостоятельной эксплуатации с помощью избирательного включения в них пластов со сходными коллекторскими свойствами. Осуществление этого принципа значительно увеличивает охват малопроницаемых алевролитов заводнением. Однако сходство характеритик пластов, объединяемых в один эксплуатационный объект, не является достаточным условием равномерной выработки запасов нефти из каждого пласта.

☝️ Таким образом, полный охват неоднородных пластов выработкой (воздействием) практически невозможен только доведением до совершенства системы заводнения, включая и нестационарное заводнение, и достижением оптимальной плотности сетки скважин. С усилением геолого-физической неоднородности разрабатываемых пластов и повышением вязкости нефти эффективность заводнения снижается.

Нагнетаемая вода прорывается к добывающим скважинам по высокопроницаемым слоям и зонам, оставляя невытесненной нефть в малопроницаемых слоях, участках и зонах. В табл. 2.1 приведены условия применения гидродинамических методов регулирования охвата неоднородных пластов воздействием при заводнении.

Как видно из приведенной таблицы и результатов краткого обзора, гидродинамические методы регулирования охвата пластов воздействием применимы лишь при определенных геолого-физических и технологических условиях, т. е. не обладают универсальностью и не обеспечивают полный охват неоднородного пласта воздействием, особенно в условиях высокой обводненности добываемой жидкости.

☝️ Следовательно, одним из главных условий гарантированного повышения нефтеотдачи при оптимальной системе заводнения является ограничение движения воды по пластам (прослоям) с относительно низким фильтрационным сопротивлением.

Как показано выше, полного охвата пластов воздействием не достигают даже при использовании современных методов регулирования заводнением — циклического воздействия, изменения направления фильтрационных потоков, повышения давления нагнетания и форсирования отборов жидкости, а также при применении методов увеличения коэффициента вытеснения нефти. По этой причине на поздней стадии разработки многопластовых месторождений ограничение движения вод в промытых пластах и притока их в скважину является одной из наиболее важных проблем дальнейшего совершенствования процессов разработки нефтяных месторождений.

Большая нефтепромысловая практика применения методов ограничения притока вод в скважины показала возможность успешного выравнивания процесса вытеснения нефти из неоднородных пластов за счет повышения фильтрационного сопротивления промытых пропластков с применением различных водоизолирующих составов.

Однако недостаточная изученность механизма действия методов ограничения притока вод в добывающие скважины и движения в пластах привела к недооценке роли их в системах разработки нефтяных месторождений. В определенной степени этим объясняется отсутствие высокоэффективных методов воздействия на обводненные пласты с целью ограничения добычи воды и повышения нефтеотдачи.

Таким образом, регулирование процесса разработки нефтяных залежей в условиях прогрессирующего обводнения ведут в двух направлениях:

1) уменьшение объема попутно-добываемой воды за счет вовлечения в разработку слабопроницаемых пластов, содержащих значительные запасы остаточной нефти, а также широкого применения способов ограничения притока вод к забоям добывающих скважин и движения их по промытым пластам;

2) обеспечение полноты вытеснения нефти из обводнившихся пластов путем не отбора большого объема жидкости, а улучшения нефтевытесняющей способности закачиваемых в пласт вод.