Влияние геолого-физических и технологических факторов на эффективность заводнения нефтяных залежей

 

Эффективность процесса вытеснения нефти водой из нефте­носных пластов зависит от их геолого-физических свойств, от свойств воды и нефти и условий извлечения. Как показывает опыт разработки нефтяных месторождений, на показатели извле­чения нефти из пластов при заводнении наиболее сильное влияние оказывают:

соотношение вязкостей нефти и воды

неоднородность пластов по проницаемости, средняя прони­цаемость и расчлененность;

температура пласта;

относительные размеры водонефтяных зон;

микронеоднородность пористой среды, нефтенасыщенность и капиллярные силы;

плотность сетки скважин;

система заводнения.

По основным месторождениям Урало-Поволжья (более 50 объ­ектов) методом многофакторного анализа было изучено влияние этих факторов на нефтеотдачу пластов при их заводнении [9, 27]. Эти месторождения (объекты), приуроченные к терригенным кол­лекторам, находились на поздней стадии разработки с высокой обводненностью продукции и разрабатывались на водонапорном режиме.

Средние значения некоторых геолого-физических параметров по выбранным объектам приведены ниже.

Проницаемость коллекторов, мкм2 140—3200

Гидропроводность пластов, мкм2-см/(мПа-с) 20—1100

Подвижность нефти в пластовых условиях, мкм2/(мПа-с) 0,06—1,46

Коэффициент песчанистости 0,32—0,94

Вязкость пластовой нефти, мПа-с 0,4—42,3

Из 50 исследованных объектов 18 разрабатываются при вну-триконтурном заводнении, 15 — при законтурном заводнении и 17 — в условиях естественного водонапорного режима. Средняя плотность сетки добывающих скважин в пределах начального кон­тура нефтеносности по разным объектам составляет от 10 до 70 га/скв.

Относительное влияние указанных факторов на нефтеотдачу пластов при характерных для месторождений Урало-Поволжья диапазонах изменения этих параметров показано ниже.

 

Фактор Его влияние на нефтеотдачу, %

Соотношение.вязкостен нефти и воды 1—>25 –21,1

Средняя проницаемость 0,15—>2,5 мкм2 +15,4

Температура пласта 25—>75 СС +7

Эффективная нефтенасыщенная толщина 3—>20 м +6

Коэффициент песчанистости 0,55—>0,95 +6

Относительные запасы водонефтяной зоны 25-И00 % –5,6

Нефтенасыщенность 0,75—>0,95 +3,6

Плотность сетки скважин 10—>6О га/скв –3

Система заводнения (естественное заводнение—>блоковая система) +2,2

Темп разработки (добыча жидкости от геологических запасов)

2,5—>7,5 % +0,6

«+» и «—» — увеличение и уменьшение нефтеотдачи соответственно

 

По диапазону изменения каждого параметра (фактора) и нефтеотдаче пласта можно получить представление об относительном влиянии факторов на нефтеотдачу. В абсо­лютном выражении увеличение вязкости нефти в 25 раз сни­жает нефтеотдачу пластов бо­лее чем на 20 % (рис. 21).

Рис. 21. Зависимость нефтеотдачи пла­стов η от отношения вязкостей нефти и воды μ₀ на момент обводнения добывае­мой продукции на 95 %.

Месторождения: 1 — Куйбышевской области, проницаемость более 1,3 мкм², коэффициент песчанистости более 0,73; 2 — Казахстана, про­ницаемость более 0,5 мкм².

 

Таким же сильно изменяющим нефтеотдачу фактором являет­ся и средняя проницаемость пластов, изменение которой в 16—17 раз обусловливает из­менение нефтеотдачи на 15%. Но в относительном выражении влияние на нефтеотдачу пластов других факторов оказывается даже более существен­ным. Увеличение температуры пласта в 3 раза вызывает по­вышение нефтеотдачи на 7 % или на 2,3 % при каждом однократном ее увеличении, тогда как увеличение соотноше­ния вязкостей нефти и воды на единицу снижает, а увели­чение средней проницаемости пласта на единицу повышает нефтеотдачу пластов менее чем на 1 %. Примерно такое же относительное влияние на нефте­отдачу пластов оказывают нефтенасыщенная толщина и отно­сительные запасы нефти в водонефтяных зонах. Очень силь­ное относительное влияние на нефтеотдачу пластов оказывают песчанистость (неоднородность по толщине) и нефтенасыщенность пластов. Увеличение этих параметров на 10—20 % повышает нефтеотдачу пластов на 2—3,5 % (рис. 22).

Рис. 22. Зависимость нефтеотдачи пластов η от коэффициента песчанистости k _П, отражающего неоднородность, к моменту обводнения добываемой продукции на 90 % (данные 28 залежей, с соотношением вязкостей нефти и воды 3—16 и про­ницаемостью пластов 0,1—0,45 мкм²)

 

Влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу пластов за­висит от их расчлененности (песчанистости). В монолитных пла­стах влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу несущест­венное, а в расчлененных пластах значительное.

Темп разработки нефтяных залежей при заводнении, если исключить влияние других факторов, оказывает слабое положи­тельное влияние на нефтеотдачу (рис. 23).

Рис. 23. Зависимость нефтеотдачи пластов η от темпа добычи нефти Т_Н за основной период разработки (данные 46 залежей Урало-Поволжья).

 

Однако для разных объектов разработки прослеживается очень сильная зависимость нефтеотдачи пластов за основной период от темпа разработки независимо от вязкости нефти. На объектах, разрабатываемых высокими темпами (2,5—5% от балансовых запасов в год), при соотношении вязкостей нефти и воды 0,6—4,5 достигнута наиболее высокая нефтеотдача пластов за основной период (50—63%), тогда как при темпах разработки 1,2—1,8 % от балансовых запа­сов и соотношении вязкостей нефти и воды 1,7—34 нефтеотдача составляла 28—35%. Естественно, на нефтеотдачу пластов оказы­вали влияние другие факторы, но установить отрицательное влия­ние темпа разработки на нефтеотдачу пластов по этим данным невозможно (рис. 24).

Рис. 24. Зависимость использования (выработанности) извлекаемых запасов η’ от темпа добычи нефти Т_Н за основной период разработки.

 

Так как на характер обводнения нефтяных залежей в процессе их разработки наибольшее влияние оказывает вязкость пластовой нефти, рассматриваемые объекты были разделены на три группы. В первую группу включены объекты с вязкостью нефти в пла­стовых условиях 0,4—2,5 мПа*с, во вторую —2,5—5 мПа*с, в третью —5—42 мПа*с. При нефтеотдаче 15% от начальных балансовых (геологических) запасов средняя обводненность про­дукции по первой, второй и третьей группам объектов соответ­ственно составляет 5, 11 и 34 %, при нефтеотдаче 30 % — соответ­ственно 19, 39 и 80 % (рис. 25).

Рис. 25. Осредненные зависимости тем­пов добычи нефти Т_Ни обводненности добываемой продукции b_В от нефтеот­дачи пластов η при различной вязкости нефти.

1,1’ — соответственно темп добычи и обвод­ненности для объектов с вязкостью нефти μ_Н = 0,4—2,5 мПа*с; 2, 2' —то же, μ_Н=2,5— 5 мПа*с; 3, 3 — то же, μ_Н= 5—40 мПа*с

 

Эффективность процесса вытеснения нефти водой по промыс­ловым данным выражается так называемыми характеристиками вытеснения нефти водой.

Наиболее точно процесс вытеснения нефти из пласта водой отражает зависимость вида η=f(τ), где η— текущая нефтеот­дача, а τ — отношение объема отобранной из залежи жидкости к начальным геологическим запасам нефти в пластовых условиях (относительный объем внедрившейся в залежь воды). Эта зависи­мость показывает, при каком относительном расходе жидкости (воды) получена конкретная нефтеотдача пластов. Удельный рас­ход жидкости или объем нагнетаемой воды на единицу добывае­мой нефти служит показателем эффективности заводнения за­лежей.

Залежи с повышенной вязкостью нефти всегда имеют характе­ристики вытеснения нефти водой хуже, чем залежи с меньшей вязкостью нефти, независимо от неоднородности пластов и других факторов.

При τ=1,5 нефтеотдача для первой группы объектов в сред­нем составляет 62%, для второй —53%, для третьей —45% (рис. 26). Это указывает на то, что вязкость нефти является са­мым сильным фактором, влияющим на нефтеотдачу.

Рис. 26. Осредненные зависимости нефтеотдачи η от относительного от­бора жидкости из залежей τ.

Залежи: 1 — с вязкостью нефти μ_Н=0,4—2,5 мПа*с; 2 - то же, μ_Н=2,5-5 мПа*с; 3 — то же, μ_Н = 5—40 мПа*с.

 

Для первой группы залежей указанная средняя нефтеотдача пластов практически конечная. По заделом второй группы до конца разработки средняя нефтеотдача может увеличиться на 2—3%, а по залежам третьей группы — на 3—5% по сравнению с текущей нефтеотдачей при τ=1,5.

Из опыта разработки нефтяных залежей вытекает такая про­стая зависимость, что с каждым увеличением относительной вяз­кости нефти вдвое конечная нефтеотдача снижается на 4—6 % в зависимости от неоднородности пластов. При этом резко возрас­тают объемы прокачанной через залежь воды. Для объектов пер­вой группы увеличение нефтеотдачи на 1 % требует прокачки воды через залежь в объеме 2,5—3 % порового пространства, тогда как для объектов третьей группы для этого требуется 10— 12 % и более.

Таблица 7

Относительное влияние отдельных факторов на конечную нефтеотдачу пластов

Фактор	Отбор жидкости из пласта
0,5 от объема пор	1,5 от объема пор
Соотношение вязкостей воды и нефти	—40,6	— 18,5
Средняя проницаемость	+20	+21,3
Плотность сетки	—5	—8,1
Песчанистость	+19	+36,8
Водонефтяные зоны	—6,3	—10,4
Средняя толщина пласта	----	+4,9

 

Примечание. «+» и «—»: положительное и отрицательное влияние фактора соответственно.

 

Из приведенных данных (табл. 7) видно, что самое большое влияние на нефтеотдачу оказывают природные факторы. Степень их влияния на нефтеотдачу на разных стадиях разработки зале­жей различна. Влияние относительной вязкости нефти на первых двух стадиях разработки является доминирующим. В завершаю­щей стадии разработки роль вязкости нефти снижается, но остается значительной.

Роль коэффициента песчанистости, связанного обратной кор­реляционной зависимостью с прерывистостью пластов и косвенно выражающего неоднородность, наоборот, возрастает на поздних стадиях разработки. Эта тенденция особенно характерна для объ­ектов с невысокими значениями коэффициента песчанистости (k _П = 0,5-0,6).

Плотность сетки скважин на ранних стадиях разработки (до τ = 0,5) в рассмотренной группе объектов в среднем оказывает сравнительно небольшое влияние на текущую нефтеотдачу. Отно­сительное влияние плотности сетки скважин на поздних стадиях разработки возрастает. При анализе эксплуатационных объектов с разными коэффи­циентами песчанистости (прерывистости) пластов устанавливается значительно большее влияние плотности сетки скважин на неф­теотдачу пластов сложного строения. Аналогичную тенденцию едует ожидать и с увеличением вязкости пластовой нефти.

Следовательно, неблагоприятные природные условия залежей, снижающие конечную нефтеотдачу, частично можно компенси­ровать применением более плотных сеток скважин. В условиях маловязких нефтей и прерывистого строения или сильно неод­нородных пластов бурение дополнительных скважин целесооб­разно осуществлять на поздних стадиях разработки. При пра­вильном размещении дополнительных скважин, позволяющем обеспечить наилучший охват невыработанных участков процес­сом дренирования и вытеснения, бурение скважин на поздней стадии разработки становится важным фактором улучшения тех­нологических показателей разработки и повышения нефтеотдачи пластов.

Судя по результатам многофакторного анализа, соотношение числа нагнетательных и добывающих скважин не оказывает за­метного влияния на конечную нефтеотдачу, но повышение этого соотношения увеличивает темпы добычи нефти, текущую нефтеот­дачу на ранних стадиях разработки, в прерывистых пластах и конечную нефтеотдачу.

Блоковые системы заводнения по сравнению с законтурными увеличивают нефтеотдачу пластов несущественно (на 2—2,5%), но темпы разработки повышают в 1,5—2 раза.