Материал: Разработка нефтяных месторождений.

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

Рис. 98. Схема разреза пласта, состоящего из трех пропластков, разра­ батываемого при трех­ рядной схеме расположе­ ния скважин:

первым и вторым рядом до­ бывающих скважин; 5 — до­ бывающая скважина второго ряда; 6 — пропласток 3

ным пропласткам разрабатываемого пласта добывающие сква­ жины 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. 98), то вывод из эксплуатации первого ряда скважин при слишком низкой об­ водненности приведет к очевидному снижению нефтеотдачи, если средний пропласток содержит значительные запасы нефти.

В проблеме регулирования разработки нефтяных месторож­ дений 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 эффектив­ ных методов разработки низкопроницаемых, сильно неоднород­ ных пластов, водонефтяных зон месторождений, коллекторов с высокой глинистостью, трещиновато-пористых пластов с неод­ нородной трещиноватостью и т. д.

Указанные проблемы могут быть решены также путем ис­ пользования вместо обычного заводнения иных методов разра­ ботки нефтяных месторождений.

Контрольные вопросы

1 . Выведите формулу связи между текущей добычей нефти из пласта, текущей добычей жидкости и обводненностью добы­ ваемой продукции.

2 . Выведите формулу для дебита нефти в прямолинейном однородном пласте при постоянном перепаде давления с ис­ пользованием модели поршневого вытеснения нефти водой.

181

Г л а в а V

РАЗРАБОТКА НЕФТЕГАЗОВЫХ И НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ИПЛАСТОВ С АНОМАЛЬНЫМИ СВОЙСТВАМИ

§1. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ПРИ ЕСТЕСТВЕННЫХ РЕЖИМАХ

Н е ф т е г а з о в ы е м е с т о р о ж д е н и я — это нефтяные место­ рождения с естественной газовой шапкой. Начальное пластовое давление в них значительно ниже давления насыщения, вслед­ ствие чего только часть газа растворена в нефти, остальная же находится над нефтью, образуя первичную газовую шапку.

Н е ф т е г а з о к о н д е н с а т н ы е м е с т о р о ж д е н и я — нефтегазовые месторождения, в газовой части которых содер­ жится значительное количество жирного газа — конденсата,

щегося в естественной газовой шапке, содержится 150—200 г конденсата или менее, то такое месторождение относят к неф­ тегазовым. При содержании конденсата в газовой шапке на уровне 2 0 0 г на 1 м3 газа при стандартных условиях месторож­ дение считают нефтегазоконденсатным со средним содержанием конденсата. Содержание конденсата в газе газовой шапки свы­ ше 600 г на один кубометр считается высоким.

Условно принимают, что если 80—90% углеводородов со­ держатся в природных условиях в газе, а остальная часть в жидкой фазе, т. е. в нефти, то такое месторождение считают газовым или газоконденсатным. При большем содержании угле­ водородов в жидкой фазе месторождение относят к нефтегазо­ вым или к нефтегазоконденсатным.

В нефтяной части нефтегазовых месторождений находятся нефть вместе с растворенным в ней газом, а также связанная вода. В газовой части этих месторождений имеются газ и свя­ занная вода. Есть предположения, что в газовых частях неко­ торых нефтегазовых месторождений вместе с газом и связан­ ной водой может содержаться и нефть при небольшой нефтенасыщенности.

Основное требование, предъявляемое при разработке неф­ тегазовых месторождений как с воздействием на пласт, так и без такового, состоит в том, что нефть не должна перемещать­ ся в сторону газовой шапки. Иначе говоря, разработка нефте­ газового месторождения должна осуществляться таким обра­ зом, чтобы газонефтяной контакт не перемещался в сторону газовой шапки. Считается, что нефть, переместившаяся в газо­

183

вую шапку, создаст в ней остаточную нефтенасыщенность, в результате чего возникают дополнительные потери нефти в га­ зовой шапке, где нефть будет «размазываться» по пористой

среде.

При разработке нефтегазовых месторождений на естествен­ ных режимах предотвращение перемещения газонефтяного кон­ такта в сторону газовой шапки осуществляется путем поддер­ жания либо нулевого, либо отрицательного перепада пластово­ го давления между нефтяной и газовой частями.

Такая разработка приводит или к недопущению отбора га­ за из газовой шапки, или к его существенному ограничению, если при этом допускается определенное падение пластового давления в нефтяной части залежи. Однако предотвратить пол­ ностью отбор газа из газовой шапки при разработке нефтега­ зовых месторождений трудно, так как при значительном рас­ пространении газовой шапки по площади месторождения обра­ зуются газовые конусы. Несмотря на принятие известных спе­ циальных мер для предотвращения прорыва газа в нефтяные скважин, количество отбираемого газа из газовой шапки неф­ тегазовых месторождений ограничивают в основном путем зна­ чительного уменьшения дебитов нефтяных скважин, и особенно скважин, находящихся вблизи газонефтяного контакта. Умень­ шение же дебитов нефтяных скважин, с одной стороны, и не­ обходимость по экономическим причинам поддержания доста­ точно высокого темпа разработки, с другой — приводят к по­ требности бурения повышенного числа скважин, что ухудшает экономические показатели разработки месторождения.

Для того чтобы лучше представить, что дебит нефтяных скважин должен быть действительно малым по причине недо­ пущения подтягивания газовых конусов, рассмотрим упрощен­ ную теорию образования газовых конусов. Допустим, что неф-

Рис. 99. Схема притока нефти к скважине нефтегазового месторождения:

/ — скважина; 2 — поверхность газонефтяного контакта; 3 — перфорированная часть

184

тяная часть нефтегазового месторождения снизу ограничива­ ется подошвой пласта, т. е. не подстилается водой. Приток неф­ ти в скважину, вскрывшую нефтяную часть нефтегазового мес­

торождения по высоте hc, отсчитываемой от подошвы пласта, происходит с образованием газового конуса (рис. 99). Высота столба _нефти на некотором расстоянии г от центра скважины

равной к. Дебит нефти AqHC, проникающей в скважину в ради­

альном направлении по высоте Ah, приближенно считая его про­ исходящим в горизонтальном направлении, можно определить следующим образом:

В соответствии с рис. 99 для давления p(r, z ) в точке А, через которую проходит элементарный поток нефти, находящейся на расстоянии г от центра скважины и на высоте z, отсчитываемой от подошвы пласта, имеем следующее выражение:

сматриваемой скважины; ун и уг — удельные веса соответствен­ но нефти и газа.

h=hKпри r=rK, h = hc при г=гс, получим окончательную форму­ лу для предельного безгазового дебита <7нс = <7нс, т. е. такого де­

бита, при котором высота столба нефти при г=гс равна hc и в скважину притекает только нефть:

185