34. Опыт и проблемы разработки нефтяных месторождений с применением заводнения.

Промышленное применение заводнения неф­тяных пластов было начато в 1948 г. при разработке девонских гори­зонтов Туймазинского нефтяного месторождения. Законтурное заводне­ние применяли на мест-ях, про­дуктивные пласты кот-ых 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^-3 Пас.

Использование заводнения нефтяных пластов привело вна­чале к возникновению технологиче­ской трудности, связанной с низкой приемисто­стью нагнетательных скважин. 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: 1. Законтурное завод­нение позволяет не только поддержи­вать пласто­вое давление на первоначальном уровне, но и пре­вышать его. 2. Использование зак-ого завод­нения дает возмож­ность обеспечивать доведение максимального темпа разработки месторождений до 5  7 % от начальных извлекаемых запасов, применять системы разработки с параметром плотности сетки скв-н 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. 3. При разработке крупных по площади мест-ий с числом рядов до­бывающих скв-н больше пяти зак-ое 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. 4. Зак-ое зав-ие не позво­ляет воздействовать на отдельные локальные участки пласта с целью ускорения изв­лечения из них нефти, выравнивания пластового Р в ра­злич­ных пластах и пропластках и т. д. 5. При зак-ом зав-ии довольно значительная часть воды, зака­чиваемой в пласт, уходит в водоносную об­ласть, находящуюся за контуром нефтеносности, не вы­тесняя нефть из пласта.

Первая проблема разработки нефтя­ных мест-ий 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: 1) применению для за­качки в пласт горячей воды и водя­ного пара; 2) загущению воды полимерными добавками и дру­гими ве­ществами; 3) использованию влажного и сверхвлажного внутрипластового горения.

Вторая проблема заводнения связана с прин­ципиальной не­возможностью достижения пол­ного вытеснения нефти водой даже при наиболее благоприятных условиях значительной про­ни­цаемости коллекторов и малых значениях пара­метра ₀. 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 проблема, возник­шая в результате анализа и обобщения опыта разр-ки за­водняемых нефтяных мест-ий,проблема обеспечения более полного охвата пластов процессом заводнения. 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 и 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 к плотно­сти сетки скважин.

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.

Расход воды q_ф, затрачиваемый на пропит­ку фиктивной части пласта (при х > l), составит

(91)

Следовательно, расход воды, впитывающейся в трещинова­то-пористый пласт в период t > t_*, или дебит нефти, получаемый в этот период: q_н = q – q_ф .(93)

Пусть для некоторого длительно разра­батываемого месторождения, все или практиче­ски все добывающие скважи­ны которого обвод­нены, наметилась зависимость текущей об­вод­ненности добываемой из всего месторождения продукции v от текущей нефтеотдачи . В рас­сматриваемый момент времени t = t₁ нефтеотдача достигла величины  = ₁. Допустим, что необ­ходимо рассчи­тать, как будет изменяться добыча нефти q_н(t) из месторож­дения в целом при раз­личных уровнях отбора из него жидкости q_ж(t) при условии соответствующей компенсации от­боров закачкой воды. Добычу нефти из месторо­ждения в целом можно выразить че­рез добычу жидкости и обводненность продукции следую­щим образом:

q_н = q_ж – q_в = q_ж – vq_ж = q_ж (1 – v).(99)

Кроме того, (100)

где G  геологические запасы нефти место­рождения. Отсюда d /dt = q_н(t)/G.(101)

C учетом (99) полу­чим

или (102)

Задаваясь k_*, можно опреде­лить s и соответ­ствующие относительные прони­цаемости. Текущая обводненность по месторож­дению (103)

Первоначальные запасы нефти месторожде­ния обозначим че­рез G_{н 0}. То­гда (104)

где V_пл  объем пласта; _{н 0}  плотность дега­зированной неф­ти; b_{н 0}  объемный коэффициент.

Оставшиеся в пласте запасы нефти к моменту времени, ког­да средняя водонасыщенность по месторождению стала равной s, составляют (105) Из (104) и (105) получим (106)

По достижении удовлетворительного совпаде­ния данных теоретической кривой v = f () с фактическими, можно экстраполировать кривую v = f () в область больших значений текущей обводненности продукции и нефтеотдачи. После этого можно уже рассчитывать добычи нефти.

где _к  коэффициент изменения проницае­мости горных пород за счет сжимаемости; k = k₀ при  = ₀. Вообще говоря, _к отличен от _С и, как правило, _к > _С. Для радиального притока нефти к добывающей скважине в случае измене­ния проницаемости пород по закону (28) имеем следующее выражение:

(29)

где q_нс  дебит скважины.

Интегрируя (29), получаем следующую формулу для де­бита скважины, эксплуатирующей сильно деформируемый пласт:

(30)

При разработке замкнутых пластов с трещин­ной порис­тостью в случае значительного изме­нения пластового давления и, следовательно, сильной деформации пород происходит более резкое изменение продуктивности скважин вследствие смыка­ния трещин, чем при разра­ботке сильно деформируемых пла­стов, сложен­ных терригенными породами.

Трещинная пористость пород с изменением средневзвешен­ного пластового давления р соста­вит (31)

Проницаемость k_T пород с трещинной порис­тостью с изме­нением пластового давления будет (32)

Для радиального притока нефти к скважине, экс­плуатирующей сильно де­формируемый пласт с трещинной по­ристостью, имеем

(35)

После интегрирования (35)

(36)

Кратко рассмотрим иной случай разработки пластов с ано­мальными свойствами пластов, со­держащих неньютоновскую нефть. Чаще всего к числу таких нефтей относятся нефти с началь­ным градиентом сдвига, фильтрация которых происхо­дит по закону, предложенному А. X. Мирзаджанзаде. Чтобы нефть, обладающая на­чальным градиентом сдвига, стала филь­троваться в пористой среде, необходимо к этой среде при­ложить градиент давления, больший, чем это следует из закона Дарси. В тех областях пласта, где градиенты давления незначительны, нефть не будет двигаться и в этих областях образуются за­стой­ные зоны. Такие зоны могут быть в неодно­родных пластах, в областях с пониженной про­ницаемостью и даже в пластах с малой неодно­родностью, где скорости фильтрации небольшие. Образование застойных зон ведет к уменьшению конечной нефтеотдачи пластов.