6.7. Техногенные факторы, влияющие на доизвлечение остаточных

запасов нефти

К техногенным факторам, влияющим на вытеснение нефти, относятся процессы развития трещин и образования системы промытых каналов в прискважинной зоне в результате нагнетания воды. Характерным при формировании трещин является то, что степень их раскрытости зависит от давления нагнетания. Вследствие этого они получили название «дышащих». Высокая приемистость нагнетательных скважин объясняется значительной фильтрующей поверхностью трещин, возможностью перемещения загрязнений вглубь пласта и образования в процессе эксплуатации новых трещин по мере закупоривания существующих.

Трещиноватость коллекторов исследовали многие отечественные ученые: Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М., Желтов Ю.П. и др. На месторождениях Западной Сибири техногенная трещиноватость изучалась Р.И. Медведским, К.С. Юсуповым, В.Н. Нестеровым, В.К. Федорцовым, В.Е Пешковым А.К. Ягафаровым, А.В. Бодрягиным и др, которыми объяснена физическая сущность и дано аналитическое обоснование, не встречавшееся до этого в литературе (в координатах Р – lg(t)). Так, Медведским Р.И. и Юсуповым К.С. показано, что трехзвенный тип кривой падения давления характеризует пласт с подвижными трещинами, раскрытость которых постепенно уменьшается по мере снижения давления вследствие проявления пластичности горных пород. Ими установлено, что реально система техногенных трещин распространяется на большое расстояние, уменьшаясь по мере удаления от забоя нагнетательной скважины.

Подтверждение наличия техногенных трещин, например, на Самотлорском месторождении было получено при исследовании закачивания трассеров. Скорость перемещения трассера достигала 6 км/ч. Такое возможно только при наличии в пласте сверхпроводящих каналов-трещин. На основании анализа трассерных исследований получен вывод о том, что отдельные техногенные трещины выходят за пределы определенных по кривым падения давления зон трещиноватости, а в случае порово-трещинного коллектора сочленяются с естественными и становятся сквозными, соединяющими нагнетательные скважины с добывающими; при этом, как показывают результаты трассерных исследований, не обязательно с близлежащими. Эти факты свидетельствуют о том, что каналы низкого фильтрационного сопротивления имеют очень высокую степень извилистости, гидродинамически связаны между собой и взаимодействуют с матрицей коллектора. Как в горизонтальной, так и (возможно) в вертикальной плоскости (по простиранию и по разрезу) между трещинами остаются слабодренируемые запасы нефти, что схематично представлено на рисунках 6.5 и 6.6. Образование высокопроницаемых каналов снижает величину текущего коэффициента нефтеотдачи, обусловливая длительное время на доизвлечение оставшейся нефти в режиме капиллярной пропитки.

Так, на Самотлорском месторождении (по изломам индикаторных линий) получена статистическая зависимость давления разрыва пластов от их проницаемости, представленная на риунок 6.7 .

Результаты интерпретации показали, что с увеличением проницаемости давление разрыва пласта уменьшается, что предполагает приоритетность образования трещин в наиболее проницаемых коллекторах.

Согласно проведенных исследований, давление нагнетания на устье скважины следует создавать ниже давления разрыва, чтобы исключить образование глубоких техногенных трещин.

SHAPE \* MERGEFORMAT

Рисунок 6.5 - Развитие техногенной трещиноватости в процессе периодического закупоривания и образования микротрещин (Ручкин А.А., 2003 г)

Рисунок 6.6 - Послойная неоднородность коллектора, являющаяся одной из причин техногенной трещиноватости

Рисунок 6.7 - Критические давления нагнетания, при которых происходит раскрытие трещин