1209

Здесь пн, пс\ и пС2 — число скважин соответственно в нагне­ тательном, первом и втором рядах. Остальные обозначения указаны на рис. 92 или соответствуют принятым ранее. Если сложить первые четыре из соотношений (IV. 117), то получим следующую формулу:

Как известно, при расчетах процессов разработки нефтяных ме­ сторождений заданы: 1 ) дебиты скважин, необходимо найти перепады давления между забоями нагнетательных и добыва­ ющих скважин; 2 ) перепады давлений, необходимо найти деби­ ты рядов скважин.

Аналогичным образом решают соответствующие задачи в случае пятирядной и других схем расположения скважин.

171

П р и м е р IV.5. При разработке, некоторого нефтяного месторождения применена трехрядная схема расположения скважин (см. рис. 92). Расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами одинаковые, т. е. 2а„= = 2ос = 2а=500 м. Расстояние между рядом нагнетательных и первым рядом добывающих скважин, а также между рядами добывающих скважин одина­ ковое, равное /=/[2=600 м. Радиус нагнетательных скважин гНс=0,1 м, а при­ веденный радиус добывающих вследствие ухудшения проницаемости их при­ забойных зон гс = 0,01 м. Толщина пласта h= 10 м. Вязкость нефти в пластовых условиях рн = 3-10_3 Па-с, а вязкость воды |лв=10_3 Па*с. Происходит порш­ невое вытеснение нефти водой, причем в промытой водой области пласта фа­ зовая проницаемость для воды ЛфВ=0,4 мкм2, а фазовая проницаемость для нефти в нефтенасыщенных областях 6фН=0,5 мкм2. В рассматриваемый момент времени вода, вытесняя нефть из пласта, продвинулась на расстояние гв= = 0,5 ст/л. Давление на забоях нагнетательных скважин рн=20 МПа, а на за­ боях скважин первого и второго добывающих рядов Pci=Pc2=15 МПа.

Требуется определить дебиты первого и второго рядов q\ и рг» а также расход закачиваемой воды в часть полосы длиной L=1500 м.

Приступая к решению задачи, вычислим вначале величины А, В и С. Имеем

§ 7. ОПЫТ И ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ПРИМЕНЕНИЕМ ЗАВОДНЕНИЯ

Промышленное применение заводнения нефтяных пластов в

СССР было начато в 1948 г. при разработке девонских гори­ зонтов Туймазинского нефтяного месторождения. К этому вре­

172

мени уже были известны опыты закачки воды в нефтяные пласты с целью пополнения пластовой энергии, проводившиеся в различных странах.

При разработке нефтяных месторождений в СССР с приме­ нением заводнения вначале использовали законтурное заводне­ ние. При этом нагнетательные скважины бурили за внешним контуром нефтеносности, вдоль него. Добывающие скважины располагали также вдоль контура нефтеносности. Линии рас­ положения нагнетательных скважин были удалены от первых рядов добывающих скважин на 1 — 6 км.

Законтурное заводнение применяли на месторождениях, про­ дуктивные пласты которых были сложены в основном песча­ никами и алевролитами с проницаемостью 0,3—1,0 мкм2. Вяз­ кость нефти в пластовых условиях заводняемых месторождений составляла 1—5 -10—3 Па-с.

Законтурное заводнение осуществлялось часто не с самого начала разработки месторождений, а спустя некоторое время, в течение которого происходило падение пластового давления. Тем не менее закачка воды в законтурную область пласта по­ зволяла в течение одного-двух лет настолько восполнить запас пластовой энергии, что оно стабилизировалось.

Использование заводнения нефтяных пластов привело вна­ чале к возникновению технологической трудности, связанной с низкой приемистостью нагнетательных скважин. Пласты, кото­ рые, согласно формуле Дюпюи, должны были при используе­ мых перепадах давления поглощать запроектированные расхо­ ды воды, практически не принимали воду. Широкое применение методов воздействия на призабойную зону скважин, таких, как гидравлический разрыв пласта и кислотные обработки, и глав­ ным образом использование повышенных давлений нагнетания привели к существенному увеличению приемистости нагнета­ тельных скважин и, по сути дела, к решению проблемы их ос­ воения.

Опыт разработки нефтяных месторождений с применением законтурного заводнения привел к следующим основным выво­ дам.

1.Законтурное заводнение позволяет не только поддержи­ вать пластовое давление на первоначальном уровне, но и пре­ вышать его.

2.Использование законтурного заводнения дает возмож­ ность обеспечивать доведение максимального темпа разработки месторождений до 5—7% от начальных извлекаемых запасов, применять системы разработки с параметром плотности сетки скважин 20—60-104 м2/скв при довольно высокой конечной нефтеотдаче, достигающей 0,50—0,55 в сравнительно однород­ ных пластах, и при вязкости нефти в пластовых условиях по­ рядка 1—5-10- 3 Па-с.

3. При разработке крупных по площади месторождений с числом рядов добывающих скважин больше пяти законтурное

173

заводнение оказывает слабое воздействие на центральные час­ ти, в результате чего добыча нефти из этих частей оказывает­ ся низкой. Это ведет к тому, что темп разработки крупных месторождений в целом не может быть достаточно высоким при законтурном заводнении.

4. Законтурное заводнение не позволяет воздействовать на отдельные локальные участки пласта с целью ускорения изв­ лечения из них нефти, выравнивания пластового давления в ра­ зличных пластах и пропластках и т. д.

5. При законтурном заводнении довольно значительная

часть воды, закачиваемой в пласт, уходит в водоносную об­ ласть, находящуюся за контуром нефтеносности, не вытесняя нефть из пласта.

Указанные результаты законтурного заводнения нефтяных пластов вызвали дальнейшее усовершенствование разработки нефтяных месторождений и привели к целесообразности ис­ пользования внутриконтурного заводнения, особенно крупных месторождений, с разрезанием пластов рядами нагнетательных скважин на отдельные площади или блоки.

Дальнейшие исследования и опыт разработки показали, что наиболее целесообразно разрезание разрабатываемых пластов рядами нагнетательных скважин на отдельные блоки таким образом, чтобы между рядами нагнетательных скважин в бло­ ке (полосе) находилось не более пяти рядов добывающих сква­ жин.

Так возникла современная разновидность рядных систем — блоковые системы разработки нефтяных месторождений: одно­ рядная, трехрядная и пятирядная. Эти системы впервые стали применять на месторождениях Куйбышевской области.

Использование систем разработки с внутриконтурным раз­ резанием позволило в 2—2,5 раза увеличить темпы разработки по сравнению с законтурным заводнением, существенно улуч­ шить технико-экономические показатели разработки. Блоковые рядные системы нашли большое применение при разработке нефтяных месторождений во многих нефтедобывающих рай­ онах, и особенно в Западной Сибири.

В дальнейшем, в основном с целью расположения резервных скважин, интенсификации и регулирования разработки место­ рождений, стали применять схемы очагового и избирательного заводнения, при использовании которых нагнетательные и добы­ вающие скважины располагают не в соответствии с принятой упорядоченной системой разработки, а на отдельных участках пластов. &\

Очаговое и избирательное заводнение стали впервые приме­ нять на нефтяных месторождениях Татарии. Заводнение неф­ тяных пластов с его разновидностями в настоящее время — главный метод воздействия на нефтяные пласты с целью извле­ чения из них нефти. Это главенствующее положение метод за­

174

подтверждают с той или иной степенью точности теоретические результаты, получаемые на основе моделей поршневого и не­ поршневого вытеснения иефти водой из однородного, слоисто­ неоднородного, а также трещиноватого и трещиновато-пористо­ го пластов, если модель соответствует реальному пласту. Фак­ тическое изменение пластового давления, добыча нефти и жид­ кости, зависимость текущей обводненности от нефтеотдачи со­ гласуются с расчетными. Однако проблема правильного выбо­ ра модели, наиболее точно отражающей главные особенности разработки пласта, еще далека от своего полного разрешения. Модели разработки пластов, наиболее соответствующие дейст­ вительности, могут быть построены лишь на основе тщательно­ го изучения и учета свойств пласта и сопоставления результа­ тов расчета процесса разработки пласта с фактическими дан­ ными. В последние годы в связи с ростом вычислительных воз­ можностей ЭВМ получают большее развитие детерминирован­ ные модели пластов и процессов разработки. Их использование приводит к необходимости решения двумерных и трехмерных задач многофазной многокомпонентной фильтрации.

Богатый и весьма многообразный опыт применения заводне­ ния в СССР позволил не только вполне определенно выявить его технологические возможности, но и сформулировать проб­ лемы, связанные с этим методом воздействия на пласты.

Первая проблема заводнения возникла еще на стадии его лабораторных экспериментальных исследований. Затем теоре­ тические исследования и анализ разработки нефтяных место­ рождений с различной вязкостью пластовой нефти показали, что с увеличением отношения вязкостей нефти и воды в пла­ стовых условиях цо= Цн/цв текущая нефтеотдача при одном и том же отношении объема закачанной в пласт воды Q к объему

эффициент вытеснения порядка 0,6—0,7 для пород-коллекторов нефти с проницаемостью 0,3—1,0 мкм2.

Если же заводнение применяют на нефтяном месторожде­ нии с вязкостью нефти в пластовых условиях порядка 2 0 — 50-10-3 Па-с, то конечный коэффициент вытеснения снижается до 0,35—0,4 в результате усиления неустойчивости процесса вытеснения нефти водой.

Лабораторные экспериментальные исследования вытеснения нефти водой, проводимые на моделях пластов, показывают, что при цо=1—5 линия контакта нефть — вода изгибается сравни­ тельно мало (рис. 93), но при р0 = 20—30 она сильно деформи-

175

языками, оставляя позади контакта нефть — вода участки обой­ денной водой нефти.

Если ро>100, заводнение нефтяных месторождений, осу­ ществляемое путем закачки в пласты обычной воды, оказыва­ ется неэффективным, поскольку конечная нефтеотдача получа­ ется низкой (порядка 0 ,1 ).

Та же самая картина возникает при использовании заводне­ ния для вытеснения высокопарафинистой нефти из пластов. Если допустить сильное разгазирование нефти во время разра­ ботки месторождения на естественном режиме или снижение пластовой-температуры ниже температуры кристаллизации па­ рафина вследствие закачки в пласт воды с более низкой темпе­ ратурой, чем пластовая, то парафин, первоначально находив­ шийся в нефти в растворенном состоянии, выделится из нее, вязкость нефти повысится и она приобретет неньютоновские свойства, что в конечном счете приведет к снижению нефтеот­ дачи.

Исходя из сказанного, первая проблема разработки нефтя­ ных месторождений с применением заводнения состоит в лик­ видации отрицательного влияния высокого отношения вязко­ стей нефти и воды, а также неньютоновских свойств нефти на текущую и конечную нефтеотдачу.

Исследования и опыт разработки привели к созданию сле­ дующих направлений решения этой проблемы:

1 ) применению для закачки в пласт горячей воды и водя­ ного пара;

2 ) загущению воды полимерными добавками и другими ве­ ществами;

3) использованию влажного и сверхвлажного внутрипластового горения.

Следует отметить, что вода, замещающая в пласте извлека­ емую из него нефть, действительно наиболее доступное и целе­ сообразное с экономической точки зрения вещество. Поэтому

76

новые, более эффективные методы разработки нефтяных место­ рождений будут, по всей видимости, и впредь базироваться на» закачке в пласт воды, хотя сам механизм извлечения нефти из; недр будет коренным образом отличаться от соответствующего механизма обычного заводнения.

Вторая проблема заводнения связана с принципиальной невозможнбстью достижения полного вытеснения нефти водой* даже при наиболее благоприятных условиях значительной про­ ницаемости коллекторов и малых значениях параметра ц0-

Главная причина невозможности полного вытеснения нефти водой из заводненных областей пластов заключается в несме­ шиваемости нефти и воды. Решить проблему обеспечения пол­ ного вытеснения нефти из пластов можно, либо обеспечив сме­ шиваемость нефти с вытесняющим ее веществом, либо приме­ нив высокотемпературное воздействие на пласт, при котором происходило бы выпаривание нефти.

Третья, может быть наиболее обширная проблема, возник­ шая в результате анализа и обобщения опыта разработки за­ водняемых нефтяных месторождений, — проблема обеспечения более полного охвата пластов процессом заводнения. Данные разработки показывают, что по целому ряду причин отдельные пропластки, входящие в объекты разработки, не поглощают во­ ду и, следовательно, из них не вытесняется нефть. Кроме того,, обводнение отдельных нефтяных скважин происходит весьма неравномерно даже при их строго упорядоченном расположе­ нии на нефтеносной площади месторождения, что ведет к ос­ тавлению в пласте не охваченных заводнением нефтенасыщен­ ных зон.

Опыт применения -заводнения показал, что решение пробле­ мы повышения охвата пластов можно получить путем комплекс­ ного использования методов воздействия на призабойную зону добывающих и нагнетательных скважин, повышенных давле­

ских условий месторождения системы его разработки, и в пер­ вую очередь соответствующего выбора объектов разработки и плотности сетки скважин.

При этом систему разработки, конечно, приходится выби­ рать на стадии составления технологической схемы разработки, когда месторождение еще не достаточно хорошо изучено.

При выборе оптимальных объектов разработки очень важ­ ную роль играет знание степени сообщаемости отдельных пла­ стов по вертикали. Известно, что трещиноватость свойственна не только карбонатным коллекторам, но и пластам, сложен­ ным песчаниками и алевролитами. Во многих случаях увеличе­ нию сообщаемости пластов по вертикали способствует наличие в разделяющих пласты непроницаемых слоях отдельных окон, т. е. проницаемых участков.

Рис. 95. Схема вертикального разреза участка пласта с несколькими про­ пластками:

цаемые прослои

Рис. 96. Схема расположения сква­ жин в пррпластке А при Sc^Scj:

1 и 2 — скважины соответственно нагнета­ тельные и добывающие; 3, 4 и 5 — линзы; 6 — условный контур нефтеносности

5 6

Оптимальные объекты разработки и плотности сетки сква­ жин, как и систем разработки месторождения в целом, следует выбирать на основе технико-экономического анализа. Однако зависимость коэффициента охвата пласта заводнением т)2 от степени объединения пластов в объекты разработки и парамет­ ра плотности сетки скважин sc устанавливают только на осно­ ве совместного изучения геологического строения пластов мес­ торождения и процесса вытеснения из него нефти водой при различных системах разработки или многофакторного анализа результатов фактической разработки пластов с различной сте­ пенью объединения их в объекты разработки и различными параметрами плотности сетки скважин.

Для иллюстрации одного из приведенных положений рас­ смотрим в основных чертах методику нахождения зависимо­ сти i]2=Ti2(Sc) на основе анализа возможных вариантов разра­ ботки месторождения при различных значениях параметра sc с использованием зональных карт неоднородности месторожде­ ния.

Допустим, что разрабатываемый пласт месторождения сос­ тоит из нескольких пропластков (рис. 95), разделенных про­ слоями непроницаемых пород. С целью построения зависимо­ сти T|2= T|2(SC) для пласта в целом будем поочередно выделять из него отдельные пропластки и изучать, как зависит охват заводнением каждого пропластка от плотности сетки скважин.

178

5 6

Рис. 97. Схема расположения скважин в пропластке А при

1—6 — см. рис. 96

Для упрощения будем считать, что неоднородность каждого из. пропластков характеризуется линзами, не сообщающимися с остальной частью пласта. Если при .некоторой плотности сетки скважин линзу вскрывают одновременно не менее двух сква­ жин, одна из которых нагнетательная, а другая — добывающая, то такая линза считается охваченной разработкой. Если же линзу не вскроет ни одна нагнетательная и ни одна добываю­ щая скважина, то эта линза принимается не вовлеченной в разработку, а содержащиеся в ней запасы нефти исключаются из запасов, охваченных разработкой.

Выделим из изучаемого участка разрабатываемого слоисто­ го пласта пропласток А (рис. 96). Этот пропласток содержит в пределах участка три линзы: 3, 4 и 5. Будем считать, что при разработке месторождения применяют однорядную схему рас­ положения скважин. Рассмотрим изменение охвата пласта раз­ работкой при этой схеме расположения скважин, но при двух различных Sci и sc2, причем sci > s C2- В случае, показанном на рис. 96, соответствующем sc= s ci, охватывается разработкой только линза 4. Запасы нефти, содержащиеся в линзах 3 и 5, должны быть исключены из извлекаемых запасов рассматри­ ваемого участка пласта.

Во втором случае (рис. 97) при той же схеме расположения скважин плотность сетки скважин выше (sC2 <CSci) и в лин_ зы 3 и 5 пропластка 4 «попадают» не менее одной нагнета­ тельной и одной добывающей скважины. Следовательно, все линзы охватываются разработкой и коэффициент охвата пласта будет выше, чем в первом случае.

Из приведенного примера следует, что для нахождения за­ висимости коэффициента охвата пластов месторождения раз­ работкой следует прежде всего изучить и знать макронеодно­

родность пласта. Необходимо при этом отметить, что на охват пластов месторождения разработкой влияет не только их линзовндность, но и другие виды неоднородности и тектонические нарушения. Трещиноватость пластов может играть полезную роль в повышении их охвата разработкой, поскольку с по­ мощью трещин соединяются литологически неоднородные про­ пластки, в результате чего повышается однородность пластов. Однако неоднородная трещиноватость приводит к преждевре­ менным прорывам закачиваемой воды в добывающие скважи­ ны и к снижению коэффициента охвата пластов заводнением.

Для решения проблемы повышения охвата пластов завод­ нением необходимо количественно прогнозировать характер процесса вытеснения нефти водой в неоднородных пластах при различных системах разработки и рассчитывать, к каким ре­ зультатам могут приводить те или иные мероприятия по частич­ ному изменению системы разработки или режимов работы скважин, т. е. мероприятия по регулированию разработки.

Подобные расчеты сводятся к решению двумерных и трех­ мерных задач вытеснения нефти водой на современных быстро­ действующих ЭВМ.

Как уже указывалось, проблема изучения влияния плотности сетки скважин и систем разработки на охват пластов заводне­ нием решается в общем виде также с применением методов многофакторного анализа фактической разработки месторож­ дений с различными параметрами sc. При этом получают толь­

где А, В и a — постоянные коэффициенты.

Для того чтобы использовать формулы (IV. 122) и (IV.123) применительно к конкретным месторождениям, нужно именно для этих месторождений определить коэффициенты Л, В или а, например путем изучения зональных карт неоднородности и систем разработки месторождений.

Выше указывалось, что решение проблемы повышения охва­ та пластов заводнением существенным образом связано с воз­ можностью эффективного регулирования разработки, которое, пожалуй, можно выделить в самостоятельную проблему.

Одним из первых вопросов, возникших при решении пробле­ мы регулирования разработки нефтяных месторождений и по­ вышения охвата пластов заводнением, является вопрос о выво­ де из эксплуатации, т. е. отключении, обводнившихся скважин. Так, по мере продвижения водонефтяного контакта по отдель­

но