Материал: нефть пласт лекции

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

11

Рисунок 2. Схема астохской части Пильтун-Астохского месторождения (о. Сахалин, шельф, пласт XXI) с системой законтурного заводнения. Синие точки – нагнетательные скважины, черные – добывающие, красные – планируемые к бурению, но еще не пробуренные. Индекс ST в номере скважины означает зарезку второго (третьего, четвертого, пятого) ствола.

Законтурное заводнение реализуют и на пильтунской части Пильтун-Астохского месторождения, с большим количеством нагнетательных скважин (рис. 3).

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

12

Рисунок 3. Схема пильтунской части Пильтун-Астохского месторождения (о. Сахалин, шельф, пласт XXI) с системой законтурного заводнения (синие точки – нагнетательные скважины, красные – добывающие).

Внутриконтурное заводнение явилось развитием законтурного заводнения. При внутриконтурном заводнении нагнетательные скважины «разделяют» месторождение на отдельные полосы, блоки или площади. Ширина блоков – от 1,5 до 4,0 км в зависимости от свойств коллектора. Количество рядов добывающих скважин в блоке 3 (трехрядное заводнение) или 5 (пятирядное заводнение).

Разновидности блокового заводнения:

–осевое заводнение – для узких вытянутых залежей;

–центральное заводнение – для небольших залежей круглой формы;

–кольцевое заводнение – для больших круглых залежей;

–очаговое и избирательное заводнения – для усиления воздействия на слабо выработанные участки;

–барьерное заводнение – применяется для изоляции газовой шапки от нефтяной части залежи;

–площадное заводнение – разновидность внутриконтурного заводнения, при котором в общей равномерной сетке скважин нагнетательные и добывающие скважины чередуются в последовательности, установленной проектом разработки.

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

13

При внутриконтурном заводнении большое значение имеет система размещения скважин и число рядов добывающих скважин между рядами нагнетательных скважин. Первоначально при внутриконтурном заводнении между рядами нагнетательных скважин размещали до 7 – 9 рядов добывающих скважин. Позже, при разработке Самотлорского месторождения, было установлено, что такие системы размещения скважин обеспечивают высокую нефтеотдачу только в однородных коллекторах. Для объектов с высокой степенью неоднородности коллекторов, к которым относятся большинство месторождений Западной Сибири, более высокую нефтеотдачу обеспечивают однорядные и площадные системы. Нефтеотдача существенно зависит от плотности сетки скважин, но в большей степени от их размещения.

Обобщение многочисленных исследований по влиянию темпа извлечения нефти при заводнении на нефтеотдачу позволило сделать вывод о том, что нефтеотдача неоднородных коллекторов мало зависит от темпа добычи нефти. Разработка нефтяных месторождений высокими темпами базируется именно на этой концепции.

Многолетняя практика разработки нефтяных месторождений с использованием заводнения показала, что главные особенности, характерные для всех методов заводнения, заключаются в 1) неравномерности распределения воды в пласты: опережающим темпом обводняются пласты с лучшими коллекторскими свойствами, менее проницаемые пласты остаются невыработанными; 2) невозможности достижения полного вытеснения нефти водой.

При стационарных режимах заводнения образуется система «постоянных трубок тока», определяющих охват пласта заводнением.

Рисунок 4. Результаты моделирования образования системы постоянных трубок тока при стационарном заводнении.

Для вовлечения новых трубок тока необходимо изменить гидродинамический режим фильтрации жидкостей в пласте. Гидродинамические МУН направлены на изменение режима фильтрации, которое достигают либо путем регулирования работы системы заводнения в целом, либо ее отдельных элементов. Гидроразрыв пласта, некоторые химические МУН, зарезка вторых стволов добывающих скважин и изоляция притока пластовых вод также изменяют систему постоянных трубок тока.

Неполное вытеснение нефти водой обусловливается микро- и макронеоднородностью пластов, смачиваемостью пористой среды, межфазным натяжением, вязкостью нефти и условиями извлечения.

Капиллярные силы. При наличии в пористой среде несмешивающихся жидкостей (нефти и воды) процесс их движения зависит от капиллярного давления, то есть от разности давлений в не смачивающей (нефти) и в смачивающей (воде) фазах, разделенных в поре мениском. Величина капиллярного давления зависит от межфазного натяжения на границе раздела нефти и воды, смачиваемости коллектора и размеров пор.

В гидрофильных коллекторах капиллярные силы совпадают по направлению с гидродинамическим перепадом давления, уменьшают неравномерность фронта внедрения воды в

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

14

крупные и мелкие поры и могут, при определенных условиях, вызывать противоточную пропитку водой малопроницаемых нефтенасыщенных слоев и вытеснение из них нефти при опережающем движении воды по высокопроницаемым слоям и трещинам.

В гидрофобных коллекторах капиллярные силы являются основной причиной удержания нефти в неоднородной пористой среде. Они обусловливают остаточную нефтенасыщенность при вытеснении нефти водой, а при повышенной водонасыщенности призабойных зон добывающих скважин препятствуют притоку нефти из пласта в скважину через водную блокаду. Отрицательное влияние капиллярных сил на вытеснение нефти водой из гидрофобных коллекторов возрастает с увеличением микронеоднородности пористой среды. При «устранении» действия капиллярных сил снижением межфазного натяжения с 25 – 35 до 0,001 – 0,010 мН/м можно достигнуть почти полного вытеснения нефти (95 – 98%). Практически все нефтяные коллекторы обладают частичной гидрофобностью.

Не вытесненная водой нефть (остаточная нефть) находится в пласте в виде:

–капиллярно удержанной нефти;

–пленочной нефти, покрывающей поверхность породы (эта нефть образует прочные слои, которые сложно разрушить) (~ 30% вместе с капиллярно удержанной нефтью);

–нефти, остающейся в малопроницаемых зонах, не охваченных заводнением (~ 35%);

–нефти в линзах, не вскрытых скважинами (~ 20%);

–нефти в застойных зонах однородных пластов (~ 15%).

70% остаточной нефти находится в малопроницаемых зонах, в застойных зонах и линзах, не охваченных заводнением. Вовлечение таких зон в разработку – главный резерв повышения нефтеотдачи при заводнении. Для их диагностирования необходимо детальное изучение геологического строения пластов различными методами: построение геологических разрезов, корреляционных схем, карт распространенности отдельных пропластков.

Коэффициент извлечения нефти при заводнении.

Полноту извлечения нефти при заводнении характеризуют коэффициентом извлечения нефти при заводнении КИ.З., который представляют как произведение двух коэффициентов – коэффициента вытеснения нефти водой (в общем случае – вытесняющим «агентом») и коэффициента охвата пласта заводнением КИ.З. = Kвыт.×Kохв.

Kвыт. – коэффициент вытеснения нефти водой (коэффициент вытеснения) – отношение объема нефти, вытесненной при длительной интенсивной промывке коллектора водой, к начальному объему нефти в коллекторе.

Kохв. – коэффициента охвата пласта заводнением (коэффициента заводнения) – отношение суммы объемов коллекторов, охваченных заводнением, к общему объему нефти в коллекторах. Охваченной заводнением считают ту часть эксплуатационного объекта, где в результате поступления нагнетаемой воды не происходит снижения пластового давления.

Важно: КИ.З. КИН.

Коэффициент вытеснения определяют в лабораторных условиях по ОСТ 39-195-86 (существуют и другие методики) с использованием керна, модели пластовой нефти и воды. Через керн (образец нефтесодержащей породы) фильтруют воду до прекращения выхода из керна нефти при обязательном создании и поддержании пластовых температуры и давления. Коэффициент вытеснения зависит от физических свойств пласта, свойств нефти (в первую очередь, вязкости в пластовых условиях) и воды.

Коэффициент заводнения определить в лабораторных условиях невозможно, его определяют по методикам, разработанным ВНИИ им. А.П. Крылова, СибНИИНП и «Гипровостокнефть» по данным, получаемым в процессе разработки месторождения. Коэффициент заводнения зависит от макронеоднородность коллекторов, системы разработки месторождения, системы заводнения. Появление зон, не промываемых водой, объясняется

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

15

неоднородностью строения, свойств и состава коллекторов, образованием система постоянных трубок тока при стационарном заводнении.

Некоторые химические МУН (применение поверхностно-активных веществ) и тепловые МУН повышают, в основном, коэффициент вытеснения.

Гидродинамические МУН, многие химические МУН (полимерное заводнение, потокоотклоняющие технологии и др.), гидроразрыв пласта, бурение горизонтальных добывающих скважин, зарезка вторых стволов добывающих скважин направлены на повышение коэффициента заводнения (в общем случае – коэффициента охвата пласта воздействием).