ОПЫТ И ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

С ПРИМЕНЕНИЕМ ЗАВОДНЕНИЯ

Промышленное применение заводнения нефтяных пластов в СССР было начато в 1948 г. при разработке девонских гори­зонтов Туймазинского нефтяного месторождения. К этому времени 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 приме­нением заводнения вначале использовали законтурное заводнение. При этом нагнетательные скважины бурили за внешним контуром нефтеносности, вдоль него. Добывающие скважины располагали также вдоль контура нефтеносности. Линии рас­положения нагнетательных скважин были удалены от первых рядов добывающих скважин на 1-6 км.

Законтурное  заводнение  применяли  на  месторождениях,  про­дуктивные  пласты которых  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^-3Па·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 по­зволяла в течение одного-двух лет настолько восполнить запас пластовой энергии, что оно стабилизировалось.

Использование заводнения нефтяных пластов привело вна­чале к возникновению технологической трудности, связанной с низкой приемистостью нагнетательных скважин. Пласты, кото­рые, согласно формуле Дюпюи, должны были при используе­мых перепадах давления поглощать запроектированные расхо­ды воды, практически не принимали воду. 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 законтурного заводнения   дает возмож­ность 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 однородных пластах, и при вязкости нефти в пластовых условиях по­рядка 1-5·10^-3 Па·с.
3. При разработке крупных по площади месторождений с числом рядов добывающих скважин больше пяти законтурное 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. Законтурное заводнение не позволяет воздействовать на отдельные локальные участки пласта с целью ускорения извлечения из них нефти, выравнивания пластового давления в ра­зличных пластах и пропластках и т. д.
5. При законтурном   заводнении довольно значительная часть воды, закачиваемой в пласт,  уходит в водоносную область, 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 ис­пользования 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 бло­ке (полосе) находилось не более пяти рядов добывающих сква­жин.

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

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

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

Очаговое и избирательное заводнение стали впервые приме­нять на нефтяных месторождениях Татарии. Заводнение неф­тяных пластов с его разновидностями в настоящее время - главный метод воздействия на нефтяные пласты с целью извле­чения из них нефти. Это главенствующее положение метод заводнения сохранит, видимо, не только в XX, но и в начале XXI в.

Обширные фактические данные по разработке нефтяных месторождений с применением заводнения во многих случаях подтверждают с той или иной степенью точности теоретические результаты, получаемые на основе моделей поршневого и не-поршневого вытеснения нефти водой из однородного, слоисто-неоднородного, а также трещиноватого и трещиновато-пористо­го пластов, если модель соответствует реальному пласту. Фак­тическое изменение пластового давления, добыча нефти и жид­кости, зависимость текущей обводненности от нефтеотдачи со­гласуются с расчетными. Однако проблема правильного выбо­ра модели, наиболее точно отражающей главные особенности разработки пласта, еще далека от своего полного разрешения. Модели разработки пластов, наиболее соответствующие дейст­вительности, могут быть построены лишь на основе тщательно­го изучения и учета свойств пласта и сопоставления результа­тов расчета процесса разработки пласта с фактическими дан­ными. В последние годы в связи с ростом вычислительных воз­можностей ЭВМ получают большее развитие детерминирован­ные модели пластов и процессов разработки. Их использование приводит к необходимости решения двумерных и трехмерных задач многофазной многокомпонентной фильтрации.

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

Первая проблема заводнения возникла еще на стадии его лабораторных экспериментальных исследований. Затем теоре­тические исследования и анализ разработки нефтяных место­рождений с различной вязкостью пластовой нефти показали, что с увеличением отношения вязкостей нефти и воды в пла­стовых условиях μ_o = μ_н/μ_в текущая нефтеотдача при одном и том же отношении объема закачанной в пласт воды Q к объему пор пласта V_п снижается. Если, например, за условную конеч­ную нефтеотдачу принять нефтеотдачу при прокачке через пласт трех объемов пор пласта, т. е. объема воды, равного 3V_п, то в среднем при μ_o = l-5 можно получить конечный ко­эффициент вытеснения порядка 0,6-0,7 для пород-коллекторов нефти с проницаемостью 0,3-1,0 мкм².

Если же заводнение применяют на нефтяном месторожде­нии с вязкостью нефти в пластовых условиях порядка 20 - 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 μ₀ = 1-5 линия контакта нефть - вода изгибается сравни­тельно мало (рис. 1), но при μ₀ = 20-30 она сильно деформируется (рис. 2). При этом вода, вытесняющая нефть, движется языками, оставляя позади контакта нефть - вода участки обой­денной водой нефти.

Рис.1.. Схема движения водонефтя ного контакта

 в пласте при μ₀ =1-5·10^-3 Па·с

1 - область, занятая водой и остаточной нефтью; 2 - водонефтяной контакт;   3 - область, занятая нефтью

Рис. 2. Схема движения водонефтяного контакта в пласте

при μ₀ = 20-30·10^-3 Па·с 

1-3 - см.  рис. 93;  4 - скопление  нефти, оставшееся позади

водонефтяного контакта

Если μ₀>100</sub>, заводнение нефтяных месторождений, осу­ществляемое путем закачки в пласты обычной воды, оказыва­ется неэффективным, поскольку конечная нефтеотдача получа­ется низкой (порядка 0,1).

Та же самая картина возникает при использовании заводне­ния для вытеснения высокопарафинистой нефти из пластов. Если допустить сильное разгазирование нефти во время разра­ботки месторождения на естественном режиме или снижение пластовой температуры ниже температуры кристаллизации па­рафина вследствие закачки в пласт воды с более низкой темпе­ратурой, чем пластовая, то парафин, первоначально находив­шийся в нефти в растворенном состоянии, выделится из нее, вязкость нефти повысится и она приобретет неньютоновские свойства, что в конечном счете приведет к снижению нефтеот­дачи.

Исходя из сказанного, первая проблема разработки нефтя­ных месторождений 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.

Следует отметить, что вода, замещающая в пласте извлека­емую из него нефть, действительно наиболее доступное и целе­сообразное с экономической точки зрения вещество. Поэтому новые, более эффективные методы разработки нефтяных место­рождений 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 не­возможностью достижения полного вытеснения нефти водой даже при наиболее благоприятных условиях значительной про­ницаемости коллекторов и малых значениях параметра μ₀.

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, может быть наиболее обширная проблема, возник­шая в результате анализа и обобщения опыта разработки за­водняемых 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 во­ду и, следовательно, из них не вытесняется нефть. Кроме того, обводнение отдельных нефтяных скважин происходит весьма неравномерно даже при их строго упорядоченном расположе­нии на нефтеносной площади месторождения, что ведет к ос­тавлению в пласте не охваченных заводнением нефтенасыщенных зон.

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 из 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 и плотности сетки скважин.

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

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

Оптимальные объекты разработки и плотности сетки сква­жин, как и систем разработки месторождения в целом, следует выбирать на основе технико-экономического анализа. Однако зависимость коэффициента охвата пласта заводнением η₂ от степени объединения пластов в объекты разработки и парамет­ра плотности сетки скважин s_c устанавливают только на осно­ве совместного изучения геологического строения пластов мес­торождения и процесса вытеснения из него нефти водой при различных системах разработки или многофакторного анализа результатов фактической разработки пластов с различной сте­пенью объединения их в объекты разработки и различными параметрами плотности сетки скважин.

Для иллюстрации одного из приведенных положений рас­смотрим в основных чертах методику нахождения зависимо­сти η₂ = η₂(s_c) на основе анализа возможных вариантов разра­ботки месторождения при различных значениях параметра sc с использованием зональных карт неоднородности месторожде­ния.

Допустим, что разрабатываемый пласт месторождения сос­тоит из нескольких пропластков (рис. 3), разделенных про­слоями непроницаемых пород. С целью построения зависимо­сти  η₂ = η₂(s_c) для пласта в целом будем поочередно выделять из него отдельные пропластки и изучать, как зависит охват заводнением каждого пропластка от плотности сетки скважин.

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 сква­жин, одна из которых нагнетательная, а другая - добывающая, то такая линза считается охваченной разработкой. Если же линзу не вскроет ни одна нагнетательная и ни одна добываю­щая 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 слоисто­го пласта пропласток А (рис. 4). Этот пропласток содержит в пределах участка три линзы: 3, 4 и 5. Будем считать, что при разработке месторождения применяют однорядную схему рас­положения скважин. Рассмотрим изменение охвата пласта раз­работкой при этой схеме расположения скважин, но при двух различных s_с1 и s_с2, причем s_с1<i>>s_с2. В случае, показанном на рис. 96, соответствующем s_c = s_с1 охватывается разработкой только линза 4. Запасы нефти, содержащиеся в линзах 3 и 5, должны быть исключены из извлекаемых запасов рассматри­ваемого участка пласта.

Рис. 3. Схема вертикального разреза участка пласта

 с несколькими пропластками:

1, 2 и 4 - соответственно пропластки А, Б и В; 3 - линза в проиластке;

5 - непрони­цаемые прослои

Рис.4. Схема расположения сква­жин в пропластке А при s_c = s_cl:

1 и 2 - скважины соответственно нагнетательные и добывающие;

3, 4 и 5 - линзы; 6 - условный контур нефтеносности

Во втором случае (рис. 5) при той же схеме расположения скважин плотность сетки скважин выше (s_с2<s_с1) и в линзы 3 и 5 пропластка 4 "попадают" не менее одной нагнета­тельной и одной добывающей скважины. Следовательно, все линзы охватываются разработкой и коэффициент охвата пласта будет выше, чем в первом случае.

Рис. 5. Схема расположения скважин в пропластке А при s_c2<s_c1: 

1- 6 - см. рис. 96

Из приведенного примера следует, что для нахождения за­висимости коэффициента охвата пластов месторождения раз­работкой следует, прежде всего, изучить и знать макронеоднородность пласта. Необходимо при этом отметить, что на охват пластов месторождения разработкой влияет не только их линзовидность, но и другие виды неоднородности и тектонические нарушения. Трещиноватость пластов может играть полезную роль в повышении их охвата разработкой, поскольку с по­мощью трещин соединяются литологически неоднородные пропластки, в результате чего повышается однородность пластов. Однако неоднородная трещиноватость приводит к преждевре­менным прорывам закачиваемой воды в добывающие скважи­ны и к снижению коэффициента охвата пластов заводнением.

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

Подобные расчеты сводятся к решению двумерных и трех­мерных задач вытеснения нефти водой на современных быстро­действующих ЭВМ.

Как уже указывалось, проблема изучения влияния плотности сетки скважин и систем разработки на охват пластов заводне­нием решается в общем виде также с применением методов многофакторного анализа фактической разработки месторож­дений с различными параметрами s_c. При этом получают толь­ко осредненные зависимости, которые весьма приближенно можно использовать для конкретных месторождений.

Для аппроксимации таких общих зависимостей η₂ = η₂(s_c) используют формулу ВНИИ

                                                                                                           (1)

или формулу В. Н. Щелкачева

                                                                                                                (2)

где А, В и α - постоянные коэффициенты.

Для того чтобы использовать формулы (1) и (2) применительно к конкретным месторождениям, нужно именно для этих месторождений определить коэффициенты А, В или α, например путем изучения зональных карт неоднородности и систем разработки месторождений.

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

Одним из первых вопросов, возникших при решении пробле­мы регулирования разработки нефтяных месторождений и по­вышения охвата пластов заводнением, является вопрос о выво­де из эксплуатации, т. е. отключении, обводнившихся скважин. Так, по мере продвижения водонефтяного контакта по отдель­ным пропласткам разрабатываемого пласта добывающие сква­жины обводняются. Вопрос состоит в следующем: при какой обводненности продукции отключать добывающие скважины с тем, чтобы не допустить существенного снижения нефтеотдачи?

Если, например, при трехрядной системе разработки пласта средний низкопроницаемый пропласток выклинивается вблизи первого ряда добывающих скважин (рис. 6), то вывод из эксплуатации первого ряда скважин при слишком низкой об­водненности приведет к очевидному снижению нефтеотдачи, если средний пропласток содержит значительные запасы нефти.

Рис. 6. Схема разреза пласта, состоящего из трех пропластков,

разра­батываемого при трех­рядной схеме расположе­ния скважин:

1 - нагнетательная скважи­на; 2 - пропласток 1; 3 - добывающая скважина пер­вого ряда; 4 - пропласток 2, выклинивающийся между первым и вторым рядом до­бывающих скважин; 5 - до­бывающая скважина второго ряда; 6 - пропласток 3

В проблеме регулирования разработки нефтяных месторож­дений имеется и много других еще не решенных вопросов.

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.