Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки

3.2. О влиянии капиллярных сил на обводнение послойно-неоднородных пластов.

 

       В соответствии с установившимися представлениями о распределении остаточной нефти в разрабатываемых пластах выделяют следующие основные виды остаточной нефтенасыщенности (ОНН): капиллярно-защемленную, адсорбированную, пленочную, ОНН тупиковых пор и микронеоднородностей, практическую, обусловленную неустойчивостью вытеснения на микро- и макроуровне. В реальных разрабатываемых пластах, как правило, возможно одновременное присутствие нескольких видов остаточной нефти, которые в совокупности формируют ОНН разрабатываемых пластов.

       То, что продуктивные пласты являются послойно-неоднородными, общеизвестно. Влияние же капиллярных сил на процесс обводнения этих пластов различными исследователями оценивается по-разному. Одни на основе лабораторных исследований процессов вытеснения нефти из модели слоистого пласта приходят к выводу, что капиллярные силы обусловливают равномерное обводнение по всем слоям и даже опережающее обводнение по менее проницаемым слоям, т.е. роль капиллярных сил вполне положительна. Другие также на основе лабораторных исследований вытеснения нефти из пласта показывают отрицательное влияние капиллярных сил: в менее проницаемых слоях и участках происходит отставание продвижения водонефтяного контакта и сосредотачивается остаточная нефтенасыщенность.

       В природных же условиях на многих месторождениях наблюдается послойное обводнение продуктивных пластов. Причем, между обводненными и нефтенасыщенными слоями часто нет непроницаемых прослоев.

       Покажем влияние капиллярных сил на характер обводнения послойно-неоднородных пластов в условиях гидрофильной и гидрофобной пористых сред:

       Если  принять, что в условиях изовискозных жидкостей (μ_н = μ_в) изменение пористости по толщине незначительно, то скорости движения водонефтяного контакта можно определить из соотношения

       

       (3.5) 
 

       Если  капиллярные давления во всех слоях малы по сравнению с созданным ими внешним перепадом давления, когда значениями капиллярных сил можно пренебречь, то для гидрофильного пласта скорости движения контакта в различных слоях при изовискозных жидкостях будут пропорциональны их проницаемостям, т.е.

       

       (3.6) 
 

       И, наоборот, при очень низком темпе  разработки, когда создаваемый перепад давления стремится к нулю, можно показать, используя известные соотношения между капиллярным давлением, радиусом поровых каналов и проницаемостью, что соотношение скоростей движения ВНК по различным слоям будет равно

         

       (3.7) 

       Таким образом, для гидрофильного пласта в различных реальных условиях, когда темп разработки залежи (создаваемый перепад давления) очень высок или низок по сравнению с капиллярным давлением, отношение скоростей в разных слоях изменяется в следующих пределах

       

       (3.8) 
 

       В случае гидрофобного пласта, когда  капиллярные давления на ВНК направлены навстречу движению контакта, отношение скоростей движения жидкости в различных слоях в зависимости от темпа отбора будет изменяться в пределах

       

       (3.9) 
 

       Бесконечность в последнем случае означает, что  при перепаде давления между контуром нефтеносности и зоной отбора, меньшем величины капиллярного давления в менее проницаемых слоях (Δp_j < Δpk_j), движение жидкости в них прекращается совсем, т.е. v_j = 0.

       На  рис. 3.7 показана зависимость отношения скоростей движения ВНК в двух слоях от величины создаваемого перепада давления (темпа разработки). Было принято, что отношение проницаемостей k₁/k₂ = 5, пористости m₁/m₂ = 1, а отношение капиллярных давлений на контакте pk₁/pk₂ = 0,40.

       

       Рис. 3.6. Зависимость отношения скоростей 1 2 v /v движения ВНК по слоям с различной проницаемостью от созданного перепада давления Δр (темпа отбора жидкости).

       Как видно из рис. 3.6, и для гидрофильной, и для гидрофобной пористых сред уже при создании внешних перепадов давлений в 0,2- 0,3 МПа отношение скоростей движения ВНК в различных слоях, довольно сильно различающихся по свойствам, становится практически равным отношению их проницаемостей. Это тем более справедливо для более высоких перепадов давления.

       При перепадах между контуром нефтеносности  и зоной отбора, стремящихся по величине к капиллярному давлению в менее проницаемом слое, отношение скоростей движения ВНК для гидрофильной пористой среды остается значительно больше единицы (в данном случае 2,25), а для гидрофобной среды стремится к бесконечности, что означает прекращение движения контакта по менее проницаемому слою.

       Таким образом, отношение скоростей движения водонефтяного раздела в различных слоях не зависит от длины неоднородных слоев, а зависит только от внешних перепадов давления, капиллярных давлений и радиусов поровых каналов или их проницаемостей. Следовательно, в случае наличия ограниченных по простиранию пласта менее проницаемых линз или плотных включений картина движения водонефтяного раздела в них и в смежных высокопроницаемых зонах будет аналогичной.

       Таким образом, на основании изложенного выше можно предположить, что при любом темпе отбора жидкости из макронеоднородного пласта и при любом характере неоднородности его водонефтяной раздел в высокопроницаемых слоях и линзах будет продвигаться всегда быстрее, чем в менее проницаемых. При практически целесообразных темпах отбора жидкости из пласта (Δp = 1- 5 МПа) скорости движения водонефтяного раздела будут пропорциональны проницаемости различных слоев и линз, а послойный характер обводнения пластов является следствием их слоистой неоднородности. Отсюда как следствие вытекает, что нефтеотдача пласта к моменту прорыва воды в скважины при рассматриваемых условиях μ_н = μ_в не зависит от темпа отбора жидкости из пласта.

       Приведенный количественный анализ влияния капиллярных сил и темпа разработки на скорость перемещения водонефтяного раздела показывает, что увеличение темпа отбора жидкости не изменяет условий нефтеотдачи послойно-неоднородного пласта.

       При рассмотрении влияния капиллярных сил предполагалось, что движение в пласте происходит при установившемся режиме и движение в вертикальной плоскости не наблюдается. Это допущение не вносит существенной погрешности, так как перепада давлений между различными слоями при установившемся режиме практически не существует, а капиллярные давления сами по себе в пористой среде имеют прерывистый характер. Поэтому возможные перетоки жидкости между слоями малы и не могут изменить происходящий послойный характер обводнения пластов, который и отмечается по многим месторождениям.

3.3 Особенности заводнения пластов в начальной водонефтяной зоне.

       В условиях платформенных месторождений  значительная часть запасов нефти находится в так называемых водонефтяных зонах (ВНЗ), где нефть подстилается водой. В этих зонах водонефтяной контакт (ВНК) горизонтален, что должно быть учтено в расчетах по определению конечной нефтеотдачи при анализе закономерностей обводнения нефтяных залежей.

       Ширина  ВНЗ увеличивается с уменьшением  угла наклона пластов. На месторождениях платформенного типа в водонефтяных зонах содержатся значительные запасы нефти. Так, по пласту ДI Туймазинского месторождения они составляли 20 % от балансовых запасов нефти, а по пласту VI Арланского месторождения – 60 %. Большей долей запасов в водонефтяных зонах характеризуются Ромашкинское, и другие месторождения.

       Водоплавающие участки месторождений обычно разрабатываются как самостоятельные объекты. Для этого они отчленяются от основной залежи с помощью водонагнетательных скважин.

       Для определения зависимости обводненности  продукции от коэффициента охвата водонефтяной части залежи можно воспользоваться схемой конического пласта, представленной на рис. 3.8.

       Пусть угол наклона пласта равен α, толщина  пласта в нефтенасыщенной и водонасыщенной частях h_н и h_в, толщина песчаников H, радиус начального контура нефтеносности R_н. Добывающие скважины в водонефтяных зонах обычно гидродинамически несовершенны по степени вскрытия. Нижние перфорационные отверстия обычно находятся на расстоянии 2- 3 м от ВНК. После пуска скважина в течение некоторого времени эксплуатируется без воды. Количество нефти, добываемой в безводный период, обычно незначительно. Оно зависит от анизотропии пласта, наличия экранирующих глинистых пропластков, расстояния от нижних дыр фильтра до ВНК и режима работы скважины.

       

       Рис. 3.7. Схема конического пласта с водонефтяной зоной.

Во многих случаях вода быстро прорывается, образуя «конус» обводнения. Размеры «конуса» таковы, что радиус его основания распространяется не более, чем на 2- 3 толщины пласта H. Промысловый опыт, а также теоретические и лабораторные исследования показывают, что после прорыва воды обводненность продукции скважин определяется величинами толщин h_н и h_в и соотношением вязкостей нефти и воды.

       Для определения дебита рассматриваемой  скважины после прорыва конуса используем соотношения

       

       (3.10) 
 

         
 

       (3.11) 

       Содержание  воды в продукции

       

       (3.12) 
 

       В формулах (3.10) - (3.12) приняты следующие обозначения: q_н и q_в - дебиты скважины по нефти и воде соответственно; k – коэффициент проницаемости пласта; h_н и h_в - толщина нефтенасыщенной и водонасыщенной части пласта соответственно; Δp - депрессия на пласт;R_k - радиус условного контура питания, значение которого в расчетах можно принять равным половине расстояния между соседними скважинами; r_с.пр - приведенный радиус скважины.

       Охват пласта заводнением, который в данном случае назван геометрической эффективностью вытеснения Е, для конического пласта равен

         

       (3.13) 
 

       и для плоского паста

         

       (3.14) 
 

       где h₀ - толщина нефтенасыщенной части пласта при r = 0 в начальный момент времени.

       По  мере подъема ВНК от Н₀ до Н скважина будет безводна, а геометрическая эффективность за безводный период для каждого пласта составит

       

       (3.15) 

       где V_н – объем залежи в чисто нефтяной зоне; V_в – объем водонефтяной зоны; V_об – суммарный объем.

       Из  приведенных формул видно, что геометрическая эффективность вытеснения в условиях водонефтяных зон зависит от соотношения толщин h_н и h_в. При наличии чисто нефтяной части на величину Е влияет также и отношение объемов V_н и V_в. Когда объем водонефтяной зоны равен нулю, Е_б = 1. Этот случай имеет место в центральных частях залежи при осуществлении внутриконтурного заводнения.

       При водонапорном режиме конечный коэффициент нефтеотдачи зависит от большого количества факторов. Основные параметры, определяющие величину конечной нефтеотдачи, делятся на четыре группы:

1. коллекторские свойства пласта и нефтеотмывающие свойства закачиваемой воды, характеризующиеся коэффициентом вытеснения K_в;
2. макронеоднородность пласта по коллекторским свойствам и соотношение вязкости нефти и воды, характеризующиеся коэффициентом охвата β₀;
3. линзовидность и прерывистость пласта, характеризующаяся коэффициентом сетки скважин;
4. размеры водонефтяных зон, соотношение нефтенасыщенной и водонасыщенной толщин, характеризующиеся коэффициентом геометрической эффективности вытеснения нефти водой.