Определение нефтенасыщенности пластов до применения методов увеличения нефтеотдачи

Нефтенасыщенность пластов, состояние остаточных запасов нефти перед началом применения методов увеличения нефтеот­дачи,— самая важная характеристика, точное знание которой необ­ходимо для обоснования оптимальной технологии и правильной оценки эффективности применяемых методов.

Для определения этой характеристики существует несколько способов, основанных на промысловых и геофизических исследо­ваниях, на использовании фактических и расчетных данных. Можно дать некоторые рекомендации и замечания для использо­вания этих способов определения остаточных запасов нефти при­менительно к методам увеличения нефтеотдачи пластов.

Балансовый способ определения остаточных запасов нефти вычитанием из начальных балансовых запасов нефти накоп­ленной добычи нефти с начала разработки до момента примене­ния методов увеличения нефтеотдачи пластов может быть полезен для оценки текущей нефтеотдачи залежи в целом, большого уча­стка или блока залежи с обособленным (автономным) питанием. Для малых участков и частей залежи он обычно неприменим из-за того, что невозможно определить приток нефти в них извне и отток ее из них в смежные участки. Поэтому балансовый способ можно использовать только при крупномасштабном, промышлен­ном применении методов увеличения нефтеотдачи пластов для оценки их эффективности.

Способ изохрон-заводнения позволяет определять текущую нефтеотдачу пластов и охват их заводнением более диф­ференцированно – между рядом нагнетательных скважин или начальным контуром нефтеносности и любой линией на залежи, на которой можно фиксировать появление воды и увеличение ее в добываемой продукции (изохроной заводнения) [33]. При боль­шом числе добывающих скважин таких линий можно зафиксиро­вать несколько на разные даты. Определив площади и запасы нефти между линиями, а также накопленную добычу нефти (отбор жидкости), на каждую дату можно делать оценку текущей и прогноз конечной нефтеотдачи (охвата заводнением) пласта в зависимости от расширения заводненной зоны и объема про­качанной жидкости, фактически для любой зоны между фиксиро­ванными линиями (изохронами) заводнения на любую дату [33]. Без большой погрешности оценку и прогноз нефтеотдачи можно сделать для зон ограниченных по длине рядов с учетом сложившейся кинематики потоков жидкости.

Способ изохрон-заводнения можно использовать для оценки исходных остаточных запасов нефти в ограниченной зоне на малом участке применения метода увеличения нефтеотдачи пласта, а также для прогноза возможной конечной нефте­отдачи в этой зоне без изменения метода и технологии разра­ботки.

Способ определения заводненного объема за­лежи и остаточной нефтенасыщенности в нем применяется при большом числе скважин, в которых геофизическими и гидродина­мическими (дебитомерами) исследованиями можно выделить за­водненную и нефтенасыщенную толщины пласта, с тем чтобы по­строить карту заводненных толщин. По этой карте определяются заводненный объем пласта и начальные балансовые запасы нефти в нем. Разница между этими запасами и всей накопленной добы­чей нефти из залежи представляет остаточные (неизвлекаемые) запасы нефти в заводненном объеме, а отношение их к объему пор заводненной части пласта — остаточную нефтенасыщенность в заводненном объеме залежи.

При этом следует иметь в виду, что линейная интерполяция заводненных толщин пласта между добывающими скважинами дает завышенный заводненный объем залежи, так как между сква­жинами проходят нейтральные линии тока и нефтенасыщенность всегда выше, чем в районе действующих скважин. Этот способ определения остаточной нефтенасыщенности необходимо исполь­зовать в случае, когда до применения методов важно знать, сколько рассеянной остаточной нефти в заводненном объеме и •сколько осталось нефти в неохваченном объеме пласта.

Рис. 8. Определение остаточной неф­тенасыщенности заводненных пластов по данным каротажа.

а — скв. 796, Абдрахмановскал площадь Ромашкинского месторождения; б— скв. 235 Бондюжского месторождения; В7,5А0,75М — стандартный каротаж; ГК — гамма-каро­таж; Коп — остаточная нефтенасыщен­ность заводненного пласта

 

Для определения насыщенности пласта в районе отдельных скважин используют следующие способы:

бурение специальной скважины с полным выносом и анализом керна;

каротаж — закачка в пласт индикатора — каротаж;

закачка в пласт реагента–расходометрия – отбор жидкости из пласта для анализа – дебитометрия.

При выбуривании и выносе керна из пласта искажается его насыщенность, но способ позволяет прямыми измерениями опре­делить насыщенность в каждой точке по разрезу пласта. Сопостав­ление результатов каротажа (гамма или нейтронного) до и. после нагнетания в пласт индикатора, повышающего активность пластовой воды, позволяет выделять заводненные интервалы пласта. Но степень их нефтенасыщенности определяется весьма приближенно и искажается нагнетанием индикатора (рис. 8).

При нагнетании в пласт реагентов (спиртов), вступающих во взаимодействие с пластовыми жидкостями (водой и нефтью), и отборе их для анализа можно точно определить водонасы-щенность заводненных интервалов, но трудно определить их вели­чину и местоположение в разрезе пласта. В этом заключается сложность использования всех способов определения остаточной нефтенасыщенности и неизвлеченных запасов нефти. Но в каж­дом конкретном случае применением соответствующего ком­плекса и сочетанием указанных способов можно уменьшить по­грешность и достичь удовлетворительных результатов в опреде­лении состояния остаточных запасов нефти и детерминированного распределения исходной текущей нефтенасыщенности пластов перед применением методов увеличения их нефтеотдачи.

Расчетный способ определения нефтенасыщенности пластов также может быть очень полезным, если нельзя воспользоваться упомянутыми способами, особенно при решении вопроса о применении методов увеличения нефтеотдачи пластов на ран­ней стадии разработки. Один из наиболее простых расчетных способов определения нефтенасыщенности различных зон пластов, рассмотренный А. А. Боксерманом совместно с автором, изложен ниже.

При заводнении нефтеносных пластов за фронтом происходит совместная фильтрация нефти и воды, а относительные проницае­мости для них являются функциями насыщенности пористой среды водой. Распределение насыщенности пористой среды водой в направлении вытеснения нефти водой до прорыва фронта за­воднения на линию стока (скважину или галерею) изменяется нелинейно от максимально возможной S_ВП = 1—So до минималь­ной Sф (см. рис. 8). Вследствие этого по линии тока жидкостей от входного сечения пласта до фронта заводнения относитель­ная проницаемость среды для нефти увеличивается от F_H(S_ВП) = 0 до некоторого значения на фронте заводнения F_H(Sф), а для воды уменьшается от максимального значения ее на входе в пласт F_B(S_ВП) до минимального на фронте заводнения F_В(Sф), т.е.

При этом не только относительные проницаемости для каждой жидкости в отдельности F_H(S) и F_В(S), но и суммарная проницаемость среды для них становится меньше относительной проницаемости ее для нефти при насыщенности среды только связанной водой So перед фронтом заводнения k_i(So),т.е.

До прорыва фронта вытеснения нефти водой между дебитом нефти q_Н (жидкости q_Ж) и перепалом давления в пласте Δр установлена следующая зависимость:

 

 

Здесь Δр — перепад давления между нагнетательной и эксплуа­тационной галереей; Δq_Н — дебит (приходящийся на единицу ширины пласта), равный расходу нагнетаемой воды; μ0 — отношение вязкостей воды μв и нефти μ_Н; k и h — соответственно проницаемость (абсолютная) и толщина слоя; х_Ф — расстояние до фронта вытес­нения нефти водой; L — длина пласта (расстояние между конту­ром питания и линией стока); So — насыщенность пористой среды связанной водой (определяется экспериментально).

 

Основные характеристики потока жидкостей следующие:

скорость движения фронта воды

доля воды в потоке жидкости

приращение продвижения фронта

удаление фротна воды от начального положения

накопленный отбор нефти

В некоторый момент t _a* вода подходит по пласту к линии стока или просто фронт достигает некоторой линии (добывающего ряда). К этому времени накопленный отбор нефти из пласта достигает величины

 

где Sср – средняя насыщенность пласта водой на момент прорыва.

Средняя насыщенность водой заводненного пласта определяется по формуле

а насыщенность водой на фронте вытеснения – из выражения

Последние два выражения (10) и (11) дают возможность определять важнейшие показатели насыщенности пластов водой, необходимые для применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. Величину F_В(Sф) можно определять по кривым фазовых проницаемостей.

После прохождения фронта вытеснения нефти водой через некоторую линию (добывающий ряд) отбор жидкости и перепад давления в этой зоне пласта связаны следующим соотношением

или

где

Здесь S_Г —насыщенность пористой среды водой на зафиксиро­ванной заданной линии, которую можно определить измерением и расчетом.

Решение уравнения (13) имеет вид

Здесь I(S_Г) является функцией Qж, которая в соответствии с выражением (7) имеет вид

Примем приближенно, что

Где

Тогда выражение (15) с учетом соотношения (16) примет вид

Для текущего отбора жидкости после прохождения фронта
через заданную линию это выражение запишется следующим об­
разом:

Отсюда фазовую проницаемость для воды (среднюю) в зоне между заданной линией и фронтом можно записать в виде

Следовательно, по обычным промысловым данным получен­ным из специальной оценочной скважины в заводненной зоне можно определить фазовую проницаемость для воды, при помощи которой по кривым фазовых проницаемостей затем найти сред­нюю водонасыщенность для зоны от скважины до фронта вытес­нения.