книги из ГПНТБ / Султанов С.А. Контроль за заводнением нефтяных пластов

дается при следующих условиях. Наклон пласта достигает 2—3° и •более (случай платформенных месторождений). Нагнетательная скважина расположена за внешним контуром нефтеносности на расстоянии 1,5—2 км от первого ряда эксплуатационных скважин. В разрезе нагнетательной скважины кровля пласта ниже уровня начальной поверхности ВНК. По нагнетательным скважинам осу­ ществляется интенсивная закачка воды. Характер искривления по­ верхности контакта во времени приведен на рис. 64. Так, например, в начале 50-х годов на Туймазинском нефтяном месторождении было установлено, что отметки ВНК вблизи внешнего контура ока­ зались более высокими, чем его отметки вблизи эксплуатационных скважин, расположенных у внутреннего контура. В 1954—1955 го­ дах в результате обработки данных электрического зондирования и радиометрии скважин по определению ВНК было доказано [137], что по всему юго-восточному крылу пласта Туймазинского и на не­ которых участках пласта Ді Бавлинского нефтяных месторождений

PHC.64. И скривление поверхности водоиеф тяиого

контакта во времени в результате преи м ущ ествен ­ ного влияния закачки воды .

Условные обозначения те же, что н на рис. 62.

наблюдается значительное искривление поверхности контакта. Та­ кой характер перемещения ВНК наблюдался и по Золы-іенскому месторождению Куйбышевской области.

Впервые теоретическое объяснение искривления ВНК было да­ но в 1949 году В. Н. Щелкачевым [53]. На основании гидродинами­ ческих расчетов было показано, что при достаточно большой ши­ рине полосы между внешним и внутренним контурами нефтеносно­ сти закачка воды в нагнетательные скважины кольцевой батареей ■оказывает существенное влияние в основном на особенности пере­ мещения лишь внешнего контура нефтеносности. Наоборот, особен­ ности перемещения внутренного контура нефтеносности определя­ ются главным образом темпами отбора нефти из эксплуатационных скважин. Далее, считая движение жидкости плоско-параллельным (что и происходит в основном в реальных условиях), В. Н. Щелкачев, изучив особенности перемещения водонефтяной границы при работе в пласте только двух скважин (нагнетательной и эксплуа-

182

тациоиной), доказал, что внешний контур нефтеносности из-за бли­ зости к многодебитной нагнетательной скважине передвигается гораздо быстрее внутреннего. Вследствие этого происходит искрив­ ление поверхности контакта. Фактический материал, доказывающий значительное искривление поверхности 'контакта на юго-восточном крыле Туй'мазинского нефтяного месторождения был рассмотрен в разделе 1 гл. IX.

Очевидно, в зависимости от литологического состава и коллек­ торских свойств пласта характер искривления поверхности ВНК может быть более сложным, чем это изображено на рис. 64. Та­ кое искривление поверхности приводит к сокращению водонефтяной зоны и является положительным при разработке нефтяных место­

в нагнетательной скважине находится ниже начального водонеф­ тяного контакта. При этом в районе эксплуатационных скважин первого и второго ряда, где обычно обсадные колонны перфориру­ ются лишь в кровельной части пласта (из-за боязни получить воду), под влиянием интенсивного отбора жидкости происходит подъем контакта (рис. 65). В районе контрольной скв. К, где жид­ кость не отбирается, наблюдается более медленный подъем ВНК. При подобном перемещении контакта возможно, что нефть целиком остается в кровельной части пласта; это хорошо видно на рис. 65.- Именно такой характер имеет поверхность контакта на северо-за­ падном участке Бавлинского нефтяного месторождения.

Сложное искривление поверхности ВНК можно установить только путем составления карты текущей поверхности с последую­ щим тщательным анализом геологических профилей. Такой харак­

183

воднение средней части продуктивного пласта лучше всего отме­ чается при регистрации интенсивности излучения в процессе фонта­ нирования скважины. Так, скв. 881 Туймазинского нефтяного ме­ сторождения, эксплуатирующая пласт Ді в интервале 1619—1635 м,. обводнилась в процессе эксплуатации. В скв. 881 в период про­ стаивания были проведены радиометрические исследования, не дав­ шие положительного результата. После этого при помощи компрес­ сора через затрубное пространство был вызван приток жидкости; из пласта. На кривых Jnу, зарегистрированных в процессе работы компрессора, обводненная часть пласта была, отмечена в интервале- 1625,4—1629 м повышенной интенсивностью Jny. При испытании

Р и с. 67. П р и м ер выделения обводненного в средней части прослоя пласта Б 2.

нистые отложения; 5 — карбонатные отложения.

подошвенной части пласта в интервале 1635—1637 м был получен приток нефти с нёзначительным (менее 10%) содержанием воды и доказана правильность показаний нейтронного гамма-метода.

Повторные исследования скважин методами радиометрии по­ казали, что нефть, оставшаяся в менее проницаемых іпрослоях,. в процессе дальнейшей эксплуатации залежи продолжает свое дви­ жение вслед за контуром нефтеносности [143]. Однако в настоящеевремя полнота вытеснения нефти из таких пропластков изучена, недостаточно.

185

При неравномерной закачке воды в условиях законтурного за­ воднения (или чаще при внутриконтурном заводнении) может происходить смещение нефтяной залежи и вследствие этого опус­ кание начального ВНК в водоносную часть залежи.

На рис. 68 приведено схематическое изображение смещения залежи с южного крыла структуры на северное крыло. Смещение залежи и вследствие этого опускание начального ВНК в водонос­ ную часть пласта в данном случае произошло по следующим при­ чинам. На южном крыле структуры (левая часть рис. 68) коллек­ торы пласта представлены высокопроницаемыми породами. Кроме того, это крыло структуры сравнительно крутое и водонефтяная часть залежи занимает небольшую площадь. Поэтому нагнетатель­ ные скважины размещены значительно ближе к зоне отбора жид­ кости, чем на северном крыле и обладают высокой приемистостью. Закачка воды в целом не компенсируется отбором нефти. Обшир-

Р и с. 68. П р и м ер смещ ения зал еж и во времени.

нагнетательные и эксплуатационные скважины; К — конт­

рольные скважины.

ная водонефтяная часть залежи на северном крыле пробурена еди­ ничными эксплуатационными скважинами и здесь осуществляется отбор незначительного объема жидкости. Нагнетательные сква­ жины северного крыла имеют низкую приемистость из-за плохих коллекторских свойств пласта. Все это привело к образованию су­ щественного перепада пластового давления между южной и север­ ной частями месторождения и к перемещению залежи в северном направлении.

Факты опускания начального ВНК впервые были обнаружены при достижении максимального годового отбора нефти из пласта Ді Бавлинского нефтяного месторождения по данным радиометри­ ческих измерений эксплуатационного фонда скважин и по комплек­ су промыслово-геофизических исследований во вновь пробуренных скважинах на северо-восточном крыле структуры [138]. Эти факты

186

весьма поучительны и заслуживают детального рассмотрения. Скв. 216, пробуренная на северном крыле структуры в 1951 году, вскрыла водоносные песчаники на глубине 1736—1749,5 (абсолют­ ные отметки кровли и подошвы пласта равны, соответственно, —1482,0 и —1495,5 м). Лишь в кровельной части пласта содержа­ лась непромышленная нефть. Продуктивный пласт был опробован на нефть с перфорацией колонны в интервале 1736—1736,5 м, т. е. в кровельной части. В процессе свабирования нефтегазопроявлений не обнаружено, а получена минерализованная вода удельноговеса 1,17 г/см3. Скв. 216 оказалась пробуренной в районе местного погружения продуктивного пласта, занятого пластовой водой.

Начальный внешний контур нефтеносности проходил севернее скв. 216, на расстоянии более 2 км от скв. 416 и 417, пробуренных в 1953 году севернее, т. е. ближе к внешнему контуру нефтеносно­ сти, вскрывших в кровле пласта Ді промышленную нефть и экс­ плуатировавшихся длительное время. При освоении скв. 216 после оттартывания воды до постоянной минерализации (плотность 1,18 г/см3) эксплуатационная 150-мм колонна была перфорирована в интервале песчаников 1736—1747 м( абсолютная отметка нижней границы перфорации равна —1493 м).

До середины 1956 года скв. 216 была использована как пьезо­ метр. Она хорошо реагировала на работу соседних скважин, осо­ бенно скв. 215. После освоения скв. 215 в эксплуатацию в ноябре J952 года интенсивность подъема уровня сразу уменьшилась. В феврале 1953 года ввод в эксплуатацию скв. 261 также вызвал снижение уровня в скв. 216. Начало эксплуатации скв. 417, распо­ ложенной северо-восточнее на расстоянии около 900 м, также отме­ тилось понижением уровня в скв. 216. Все эти факты свидетельст­ вовали о хорошем .взаимодействии скв. 216 с пластом Ді на боль­ ших расстояниях. Хорошо реагировала она на изменение режимов

кв нагнетательных скважинах.

Сдекабря 1955 года уровень в скв. 216 начал интенсивно под­ ниматься и в феврале 1956 года достиг устья. В процессе пониже­ ния уровня компрессором в скв. 216 появилась нефть. До середины 1956 года на скв. 216 неоднократно устанавливали компрессор для снижения уровня жидкости, однако через непродолжительное вре­

60 т/сут, который продержался до середины августа. Содержание

187

В декабре 1958 года скв. 216 снова была освоена компрессором

нии обводненности продукции до 80%, а затем дебит нефти резко упал до 1—3 т/сут и обводненность выросла до 98—99%. Всего по ней отобрано 65 787 т нефти и 84 378 м3 воды.

Этот интересный факт фонтанирования нефтью пьезометричес­ кой скв. 216 через 6 лет после освоения законтурного заводнения объясняется явлением перемещения нефтяной залежи под воздей­ ствием закачиваемой воды. В этом районе нефть в скв. 216 вытес­ нена, вероятно, из участка, расположенного между скв. 416 и 450, под воздействием закачки воды в нагнетательные скв. 523 и 405. По указанным скважинам осуществлялась интенсивная закачка воды. На 1/1 1959 года закачано всего 5 990 000 м3 воды, или около 15% суммарной закачки по всему месторождению.

В скв. 213 радиометрические исследования 1955 года показали на­ личие весьма высокого положения ВНК. В то же время в скв. 450, пробуренной в октябре 1955 года, ВНК оказался на отметке только

—1485,6 м, т. е. близкой к начальной. Эксплуатационные скв. 5 и 211, расположенные к югу от скв. 450, фонтанировали в это время безводной нефтью, несмотря на то, что нижние границы интервала перфорации колонны были на 4—5 м ниже контакта, указанного выше. Скв. 417 и 218, расположенные к северо-востоку от скв. 216, эксплуатировались в 1955 году на нефть также с низкими интерва­ лами перфорации. Все это свидетельствовало о том, что вода, за­ качиваемая по нагнетательным скв. 523 и 405, интенсивно пере­ мещалась между скв. 450 и 416 в юго-восточном направлении.

Таким образом, появилось интересное явление перемещения нефтяной залежи. Исключительность этого факта заключается в том, что, во-первых, нефть вытесняется через водоносный учас­ ток пласта, и, во-вторых, вытеснение ее происходит по всей мощ­ ности пласта. Несмотря на то, что нижняя граница перфорации в скв. 216 имеет очень низкую абсолютную отметку (—1493 м),т.е. на 6 м ниже начального ВНК и на 8—10 м ниже текущего ВНК (по данным эксплуатационных скважин первого ряда северного крыла структуры), она фонтанировала с большим дебитом нефти и относительно небольшим содержанием воды (20%). Нефть в этом районе могла занять столь низкое положение лишь в том случае, если перемещение залежи нефти произошло по всему интервалу заводнения, т. е. по всей мощности пласта, а не в результате подъ­ ема плоскости ВНК снизу вверх.

В этом же районе тогда начала фонтанировать нефтью и дру­ гая пьезометрическая скв. 214, пробуренная в конце 1951 года на северо-западном участке Бавлинского нефтяного месторождения.

188

При испытании скв. 214 нефти не было получено, и с 1951 года она использовалась как пьезометр. В течение нескольких лет скв. 214 хорошо реагировала на изменения в режимах закачки воды и от­ бора жидкости из пласта Ді по окружающим скважинам. В конце июля 1958 года при освоении скважины компрессором с целью дре­ нажа пласта для очистки призабойной зоны было отмечено фонта­ нирование нефтью с содержанием воды до 7%. Вытеснение нефти из водонефтяной зоны в зону отбора и в водоносную часть пласта (понижение ВНК до 3,6 м ниже начального) позднее было уста­ новлено по скважинам северо-западного крыла методами радио­ метрических исследований. В результате регулирования объемов закачки воды и отбора жидкости нежелательное перемещение за­ лежи на Бавлииском месторождении ликвидировано.

Очень показателен пример смещения залежи пласта Ді Алексеевского нефтяного месторождения под влиянием законтурного за­ воднения на Бавлинском месторождении [59]. Алексеевское место­ рождение находится на структурной террасе к югу от Бавлинского. Южные нагнетательные скважины Бавлинского месторождения размещены в 4—5 км к северу от Алексеевского месторождения. По данным, полученным в разведочных скважинах, залежь пласта Ді Алексеевского месторождения под влиянием закачки воды в наг­

ружено по большому числу контрольных скважин на Анастасиевском участке Анастасиево-Троицкого газонефтяного месторождения [107].

2. О С О Б Е Н Н О С Т И З А В О Д Н Е Н И Я

М Н О Г О П Л А С Т О В О Й З А Л Е Ж И

Почти все месторождения Урало-Поволжья и других нефтенос­ ных районов СССР характеризуются большой неоднородностью строения продуктивных пластов-коллекторов. Поэтому не только на различных месторождениях, но и в пределах одних и тех же залежей особенно крупнейших месторождений используются ме­ тоды разработки с применением разных видов законтурного и внутриконтурного заводнений продуктивных пластов (разнообразные сочетания законтурного и внутриконтурного заводнений, линейное «разрезание» залежи нагнетательными скважинами, очаговое, пло­ щадное и избирательное заводнения). Все это обусловливает слож­ ность процесса вытеснения нефти из пластов водой и многообра­ зие форм перемещения водонефтяного контакта и контуров нефте­ носности. В настоящее время накоплен большой фактический ма­ териал, позволяющий систематизировать особенности движения ВНК и контуров нефтеносности на месторождениях.

Рассмотрим особенности заводнения трехпластовой залежи, экс­ плуатируемой в скважинах единым фильтром.

189

О П Е Р Е Ж А Ю Щ Е Е З А В О Д Н Е Н И Е П Л А С Т О В « С Н И З У В В Е Р Х »

В реальных условиях неоднородных пластов-коллекторов, когда невозможно равномерное заводнение по всем пластам без ради­ кального вмешательства, наиболее благоприятным является опережающее заводнение пластов «снизу вверх». Приемистость на­ гнетательных и дебит жидкости эксплуатационных скважин при прочих равных условиях пропорциональны проницаемости и мощности пластов-коллекторов. На рис. 69 проницаемость пластов а, б, в ( & п р і—&щ>з) возрастает снизу вверх. Мощность пластов уве­

личивается в такой же последовательности. В условиях одновремен­ ной закачки воды в нагнетательную скважину А, естественно, про­ исходит опережающее заводнение пласта в относительно пласта б и пласта б относительно пласта а. Такая картина наблюдается на многих площадях многопла­

ляются именно по нижним пластам, т. е. производится опережаю­ щая их выработка. Опережающая выработка пластов «снизу вверх» при условии строгого регулирования темпов опережения контуров нефтеносности является наиболее целесообразной.

Условия эксплуатации многопластовой залежи с неоднородными коллекторами единой сеткой скважин с общим фильтром создают очень сложные задачи по регулированию темпов отбора жидкости. С точки зрения рациональной разработки таких месторождений и обеспечения максимальной нефтеотдачи пласта наилучшим явля­ ется осуществление одинакового темпа отбора нефти от начальных извлекаемых запасов и равномерное продвижение контуров вытес­ няемой нефти по всем пластам. Добиться этого можно при осу­ ществлении одинакового давления на линии нагнетания, если все пласты представлены относительно однородными коллекторами,

190

примерно равными по мощности, проницаемости и пористости, или созданием различного давления на линии нагнетания соответст­ венно коллекторским свойствам каждого пласта.

Однако, как правило, вследствие неоднородности пластов отбор нефти по пластам производится весьма неравномерно. Исследова­ ния этих вопросов проводились с помощью моделирования процес­ сов разработки на электроинтеграторах на примере площадей Ромашкинского месторождения.

Имеются следующие способы обеспечения равномерной выра­ ботки пластов:

1) резкое ограничение достигнутого отбора нефти по пластам с лучшими коллекторскими свойствами до незначительного уровня, свойственного обычно плохопроницаемым пластам.

2) создание на линиях нагнетания высокого давления по плохо­ проницаемым пластам путем раздельной закачки с тем, чтобы резко увеличить по ним отбор нефти.

Резко ограничить отбор нефти на крупных месторождениях недопустимо. Поэтому этот способ создания равномерного отбора по всем пластам отпадает. Чтобы обеспечить из плохопроницаемых пластов такой же темп отбора нефти, какой достигнут в настоящее время по пластам, обладающим лучшими коллекторскими свойст­ вами, необходимо увеличить давление на линии нагнетания путем раздельной закачки. Электромоделирование процессов разработки показало, что для обеспечения по всем пластам годового темпа отбора на 6—7% от начальных извлекаемых запасов необходимо поддерживать давление на различных участках линии нагнетания на Павловской площади от 180 кгс/см2 (по пачке г+ д ) до 374 кгс/см2 (по пласту б), на Южно-Ромашкинской площади по отдельным пластам — до 466 кгс/ом2, на Зай-Каратайской площади по пласту а — 300—400 кгс/см2, на Альметьевской площади по пла­ стам бі и бг — до 500—536 кгс/см2 и т. п. Создание столь высокого давления в «разрезающих» рядах нагнетательных скважин неосу­ ществимо по техническим причинам.

Кроме того, образование различного давления, отличающегося по пластам в несколько раз, нецелесообразно с точки зрения тех­ нологии разработки залежи в целом. Пласты в связи с наличием многочисленных зон слияния составляют обычно единую гидроди­ намическую систему. Ясно, что создание больших перепадов дав­ ления между смежными пластами вызвало бы такие отрицательные явления, как многочисленные труднорегулируемые перетоки нефти и воды между пластами.

Электромоделирование разработки пяти площадей показало, что для осуществления опережающей выработки пластов «снизу вверх», отличающихся по темпам отбора в пределах 1—3%, необ­ ходимо производить совместно-раздельную закачку на линиях раз­ резания и создать давление, отличающееся по пластам незначи­ тельно. Так, для создания опережающей выработки по пачке г + д на 4% по сравнению с пластом а на Южно-Ромашкинской пло­

191