3.Особенности разработки трещиновато-поровых коллекторов.

Помимо песчанитовых продуктивных пластов, большие запасы нефти приурочены к карбонатным коллекторам. Большая часть карбонатных коллекторов парового типа мало чем отличаются от коллекторов представленных песчаниками. В карбонатных коллекторах, как правило, более сильная трещиноватость. В тех случаях, когда сами породы малопористы и плохо проницаемы, трещины - это главные каналы, по которым движется нефть к забоям добывающих скважин при разработки этих пород, на что обычно указывает несоответствие проницаемости кернов и проницаемости, определенной в результате гидродинамических исследований скважин.

Мы уже рассматривали ранее модели трещиноватого и трещиновато – порового пласта. Этим двум моделям соответствуют два типа коллектора:

1.Трещинный тип коллектора, когда нефть содержится только в трещинах и фильтрация жидкости идей только по трещинам, матрица непроницаема.

2.Трещиновато-поровый тип коллектора, когда нефть содержится и в трещинах и в матрице, фильтрация и вытеснение нефти происходит из трещин и из матрицы, проницаемость матрицы отлична от нуля.

Разработка чисто трещинных коллекторов обычно не вызывает проблем, вода вытесняет нефть из трещин с высокой эффективностью, однако чисто трещинные коллектора очень малоемкие, поскольку объем трещин очень мал. Обычно пористость трещинных коллекторов не превышает 1-2%.

 Значительно слоистее разработка трещинно-пористых пластов.

В процессе разработки трещиновато-пористых пластов (их еще называют системами с двойной пористостью) при упругом режиме изменение давления быстрее распространяется по системе трещин, в результате чего возникают перетоки жидкости между трещинами и блоками (матрицами) пород, приводящие к характерному для таких пород запаздыванию перераспределения давления по сравнению с соответствующим перераспределением давления в однородных пластах при упругом режиме.

На разработку трещиноватых и трещиновато-пористых пластов может оказывать существенное влияние резкое изменение объема трещин при  изменении давления жидкости, насыщающей трещины в результате деформации горных пород.

 Один из наиболее сложных вопросов разработки трещиновато-пористых пластов связан с применением процессов воздействия на них путем закачки различных веществ, и в первую очередь с использованием обычного заводнения.

Возникает опасение, что закачиваемая в такие пласты вода быстро прорвется по системе трещин к добывающим скважинам, оставив нефть в блоках породы.

При этом, по данным экспериментальных исследований и опыта разработки, известно, что из самой системы трещин нефть вытесняется довольно эффективно и коэффициент вытеснения достигает 0,8-0,85. Опыт также показывает, что и из матриц трещиновато-пористых пластов при их заводнении нефть вытесняется, хотя коэффициент нефтевытеснения сравнительно невелик, составлял 0,20-0,30.

 Вытеснение нефти из матрицы происходит под действием, в основном, двух сил. Первая – это градиенты давления в системе трещин, воздействующая и на блоки породы.

Другая сила связана с разностью капиллярного давления в воде и нефти, насыщающей матрицу. Действие этой силы приводи к возникновению капиллярной пропитки пород, т.е. к замещению нефти водой в них под действием указанной разности капиллярного давления. Капиллярная пропитка  оказывается возможной, если породы преимущественно  гидрофильны. Капиллярная пропитка матрицы или блоков трещиновато-пористых пластов вполне объяснима и с энергетической точки зрения, так как минимум поверхностной энергии на границе нефти с водой будет достигнут, когда нефть соберется в трещинах, а не будет насыщать поры матрицы обладая слоистой, сильно разветвленной поверхностью.

Рассмотрим процесс вытеснения нефти водой из трещиновато-порового пласта, состоящего из множества блоков породы. Будем полагать, что эти блоки матрицы можно представить кубами с длиной грани ℓ*. Поскольку вытеснение нефти водой начинается с границы пласта х=0, то первые блоки, находящиеся у входа в пласт, будут пропитаны водой больше, чем удаленные. Весь расход воды q, закачиваемый в прямолинейный пласт, уходит в определенное число блоков породы, так что в каждый момент времени пропитка их происходит в области 0≤ х ≤ хф, где хф – фронт капиллярной пропитки.

Этот фронт будет перемещаться в пласте со скоростью υф. Скорость пропитки исчисляется с момента λ, в который к блоку с координатой хф (λ) подошел фронт впитывающейся в блоки воды. Пусть в течение времени Δλ «вступило» в пропитку некоторое число блоков породы. Расход воды Δq, входящий в эти блоки и, соответственно, равный ему объем вытесненной из матрицы нефти составит:

                                               Δq = вhσ (t-λ) υф (λ) Δλ

                                                                    ℓ³_*

Суммируя приращения расходов Δq и устремляя Δλ → 0, приходим к следующему уравнению:

                       q = вh   [σ  (t-λ) υф (λ) dλ

                               ℓ³

            В этих уравнениях в и h – ширина и толщина пласта, σ (t-λ) – скорость капиллярной пропитки.

 Трещиноватость коллектора существенно увеличивает проницаемость продуктивного пласта. Особенно велико значение трещиноватости в призабойной зоне скважин, где наблюдаются наибольшие гидродинамические сопротивления притоку жидкости к скважине. Поэтому в нефтепромысловой практике широко применяется гидравлический разрыв пласта (ГРП) – технологический процесс увеличения проницаемости призабойной зоны путем создания новых или расширения естественных трещин. Сущность ГРП заключается в нагнетании в призабойную зону жидкости под высоким давлением. Давление, при котором происходит разрыв пласта, как правило, ниже горного давления для глубоких скважин и равны или несколько выше, чем горное давление для скважин небольшой глубины. В большинстве случаев давление разрыва на забое превышает  в 1,5-2 раза гидростатическое давление. Сохранение трещин в открытом состоянии при снижении давления в скважине обеспечивается закачкой в них вместе с жидкостью отсортированного кварцевого песка.

ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ № 8