Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки

       Схема вытеснения нефти водой из пласта, состоящего из четырех слоев с различной проницаемостью, приводится на рис. 3.1.

       По  третьему пропластку с проницаемостью k₃ в добывающую скважину поступает вода, по другим пропласткам вытеснение нефти продолжается. Пусть толщины пропластков равны 1.

       Подсчитаем  объемы нефти q_н и воды q_в, которые притекают в скважину в рассматриваемый момент времени:

       

       Рис. 3.1. Вытеснение нефти водой из послойно неоднородного пласта: Н и Д – соответственно водонагнетательная и добывающая галереи; L₀ – длина пласта 

       

       (3.1) 

       

       (3.2) 
 

       где Δp - перепад давления между добывающей и нагнетательной галереями; μ_н и μ_в - вязкости нефти и воды; k ₁, k₂, k₃ и k₄ - абсолютная проницаемость пропластков; k₃′ - фазовая проницаемость заводненного пропластка по воде; В – ширина залежи.

       Объемное содержание воды в продукции скважины

         

       (3.3) 
 

       Коэффициент охвата пласта заводнением β₀, представляющий отношение промытого объема ко всему объему пласта, для третьего пропластка равен единице. Другие слои промыты лишь частично. Длина промытой части каждого пропластка пропорциональна его проницаемости. К моменту прорыва воды по пропластку с проницаемостью k₃ коэффициент охвата

       

       (3.4) 
 

       Из  приведенных формул видно, что значения n_в и β₀ зависят от интервалов изменения проницаемости пропластков и соотношения вязкости нефти и воды.

       Изучение  большого количества фактических данных по различным месторождениям показывает, что интервалы изменения абсолютных значений проницаемости весьма широки. Но в формулы (3.3) и (3.4) входят не абсолютные величины проницаемости, а их отношения. Оказалось, что интервалы изменения относительных проницаемостей примерно одинаковы для различных месторождений. Следовательно, месторождения будут различаться по темпам обводнения в зависимости от соотношения вязкостей и отношения коэффициентов проницаемости прослоев.

3.1.1. Опережающее обводнение  пластов «снизу  вверх».

 

       В реальных условиях в послойно-неоднородных пластах без радикального выравнивания фронта вытеснения наиболее благоприятным является опережающее обводнение пластов «снизу вверх». Приемистость нагнетательных скважин и дебит жидкости добывающих скважин при прочих равных условиях пропорциональны приемистости и толщине пластов коллекторов. На рис. 3.2 приемистость пластов а, б, в (k_пр1 −k_пр3) возрастает снизу вверх. Толщина пластов увеличивается в такой же последовательности. В условиях одновременной закачки воды в нагнетательную скважину А, естественно, происходит опережающее заводнение пласта в относительно пласта 

       

Рис. 3.2. Опережающее заводнение пластов «снизу вверх» и «сверху вниз» по: 1 - нефтеносная часть пласта; 2 - водоносная часть пласта; 3 – интервал перфорации; 4 - соответственно нагнетательные и добывающие скважины.

       б и пласта б относительно пласта а. Такая картина наблюдается на многих площадях многопластового Ромашкинского месторождения.

       Общая характеристика коллекторских свойств  пластов ухудшается на этих площадях снизу вверх с незначительными отклонениями на отдельных участках. Отклонение от этой закономерности наиболее отчетливо проявляется главным образом на Восточно-Сулеевской площади, где коллекторские свойства пластов ухудшаются сверху вниз. Вследствие такой закономерности строения коллекторов, как правило, более высокие отборы жидкости осуществляются именно по нижним пластам, т.е. происходит опережающая их выработка.

       Условия эксплуатации многопластовой залежи с неоднородными коллекторами единой сеткой скважин с общим фильтром создают очень сложные задачи по регулированию темпов отбора жидкости. Равномерная выработка запасов нефти из послойно-неоднородных пластов в данном случае практически невозможна.

       Вследствие  неоднородности физических характеристик пластов отбор нефти по ним производится весьма неравномерно. Возможны следующие способы обеспечения равномерной выработки пластов:

       -ограничение отборов нефти по пластам с лучшими коллекторскими свойствами до незначительного уровня, свойственного обычно низкопроницаемым прослоям;

       -создание на линиях нагнетания в низкопроницаемых пластах повышенного давления нагнетания путем раздельной закачки воды.

       Для улучшения равномерности выработки нефти из послойно-неоднородных пластов необходимо увеличивать давление нагнетания воды, внедрять методы совместнораздельной закачки воды и отбора нефти. Особенно актуально решение этой задачи на поздней стадии разработки, когда высокопроницаемые пласты промыты и обводнены.

3.1.2.Опережающее обводнение послойно-неоднородных пластов «сверху вниз».

       Если  толщина пластов и проницаемость коллекторов понижается сверху вниз, то при прочих равных условиях происходит опережающее обводнение вышележащих пластов относительно нижележащих. Такой порядок изменения динамики обводнения послойно-неоднородных пластов чрезвычайно нежелателен.

       Вследствие  опережающего обводнения верхних пластов достаточно полная выработка нижележащих прослоев будет весьма затруднена из-за отсутствия высокоэффективных методов изоляции пластовых вод.

3.1.3.Опережающее обводнение средних (промежуточных) пластов.

       Неудобным для регулирования является также  опережающее обводнение средних пластов объекта разработки. Подобный характер заводнения послойно-неоднородных пластов обнаруживается при разработке большинства многопластовых месторождений. Примеров достаточно много. Так, в 1962 г. в скв. 1705 Миннибаевской площади Ромашкинского месторож дения при полном отсутствии движения ВНК по нижним пластам произошло обводнение пласта в. Такой вид заводнения обнаружился на обширной площади юго-западного участка Миннибаево-Альметьевского нагнетательного ряда. Опережающее обводнение отмечено также в некоторых скважинах Лениногорско-Южно-Ромашкинского нагнетательного ряда.

3.1.4.Очаговое обводнение нефтяных залежей за счет межпластовых перетоков через «литологические окна».

 

       Перетоки  жидкости из одного пласта в другой происходят в связи с наличием гидродинамической связи между продуктивными пластами. На наличие такой связи может указывать ряд признаков, например, общая отметка водонефтяного контакта, близкие составы и свойства нефтей и растворенного газа, отсутствие газовой шапки в нижележащей залежи и др. Прямым признаком гидродинамической связи между залежами является литологическое слияние пластов-коллекторов, обнаруживаемое по данным промысловой геофизики. В этих случаях создание различного перепада давления Δр между пластами приводит к перетоку жидкости из одного пласта в другой. В зависимости от соотношения давления перетоки жидкости могут происходить из нижних пластов в верхние, или наоборот. Наличие межпластовых перетоков жидкости осложняет контроль за разработкой залежей.

       Не  всегда можно уверенно установить взаимосвязь  между залежами многопластового объекта разработки.

       Однако  имеется ряд методов, позволяющих при определенных условиях выяснить наличие или отсутствие перетоков. Прежде всего, это метод контроля за изменением пластового давления в залежах и баланса отбора жидкости. Второй способ - контроль за перемещением жидкости из одного пласта в другой методом фотоколориметрии

       Пример  образования естественного очага  заводнения в пласте б показан на рис. 3.3, заимствованном из работы С.А. Султанова. Как видно из рисунка, в нагнетательных скв. А и Б пласт б, имеющий литологическую связь с водонефтяным пластом в, сложен маломощными коллекторами.

       

       Рис. 3.3. Обводнение залежи нефти из-за перетоков воды через «литологическое окно».

       Условные  обозначения см. рис. 3.2.

       Влияние закачки слабое и отбор по нагнетательным скважинам приводит к образованию значительных депрессий давления. В пласт в закачивается большой объем жидкости и, поскольку он содержит подошвенную воду, отбор жидкости незначительный. Давление в пласте повышается. Все это приводит к созданию значительного перепада давления между пластами в и б и перетоку жидкости через литологическое «окно» из пласта в в пласт б. В начальный период перетекает нефть, а затем пластовая и закачиваемая вода, которая создает искусственный очаг заводнения. Следует отметить, что если эти перетоки регулируемые, то они могут в определенных условиях играть положительную роль.

3.1.5.Вытеснение нефти из продуктивного пласта закачиваемой вдой в водоносные зоны(пласты) объекта разработки.

       Вытеснение  нефти из продуктивного пласта через литологическое «окно» закачиваемой водой в водоносные пласты преимущественно проявляется в условиях внутриконтурного заводнения. Встречаются следующие виды:

       1) нефть из вышележащего пласта вытесняется в нижележащий водоносный пласт;

       2) нефть из пласта вытесняется  за пределы внешнего контура нефтеносности.

       Перетоки  нефти из нефтеносного пласта в водоносный происходят по зонам литологического слияния, вследствие образования между ними перепада давления, при превышении объемов закачки воды над отбором жидкости из продуктивного пласта.

       Вытеснение  нефти в законтурную водоносную область происходит в тех случаях, когда внутриконтурное заводнение не сочетается с законтурным. Во многих случаях в целях экономии количества водонагнетательных скважин на объектах, разрабатываемых внутриконтурным заводнением, отток жидкости в законтурную область предотвращается отбором жидкости по добывающим скважинам, размещенным на краевых участках залежи. Однако нередко наблюдается вытеснение нефти в водоносную часть залежи.

3.1.6.Вытеснение  нефти с применением  внутрипластового  горения.

       Метод основан на способности углеводородов (в данном случае нефти) вступать в реакции с кислородом, сопровождающиеся выделением больших количеств тепла. Генерирование тепла непосредственно в пласте является основной отличительной особенностью методов повышения нефтеотдачи с применением внутреннего горения, позволяющей устранить технические проблемы и потери тепла, которые возникают при генерировании его на поверхности и доставке к пласту путем нагнетания в него теплоносителей.

       Вызов горения осуществляется у скважины-зажигательницы. Эта важная операция заключается  в нагнетании в скважине окислителя (обычно воздуха) при одновременном  разогреве призабойной зоны пласта с помощью забойного электронагревателя, газовой горелки, зажигательных химических смесей и т.п. Вследствие этого ускоряются экзотермические реакции окисления нефти, которые в конечном итоге приводят к созданию процесса горения в призабойной зоне пласта. В некоторых случаях происходит самопроизвольное воспламенение нефти без подвода дополнительного топлива.

       После инициирования горения непрерывное  нагнетание воздуха обеспечивает как поддержание процесса внутрипластового горения, так и перемещение зоны горения по пласту. Ввиду малости размеров зоны горения по сравнению с расстояниями между скважинами ее также называют фронтом горения. Когда воздух для поддержания горения подается в скважину-зажигательницу, то фронт горения перемещается в направлении от нагнетательной скважины к добывающей, т.е. в направлении движения нагнетаемого воздуха. Такой процесс горения называется прямоточным в отличии от противоточного, когда фронт горения движется в направлении от добывающей (скважины-зажигательницы) к нагнетательной, т.е. против движения нагнетаемого воздуха. Противоточное горение пока не получило заметного применения, и поэтому в дальнейшие сведения относятся только к прямоточному горению.