Темп заводнения — нефтеотдача пластов

 

Проблема влияния темпа разработки нефтяных месторожде­ний на степень извлечения нефти из недр при заводнении также «дна из самых сложных и трудных в нефтяной промышленности.

Изучению различных аспектов этой проблемы посвящено, пожа­луй, больше исследований (теоретических, экспериментальных и промысловых), чем какой-либо другой. Однако в настоящее время можно констатировать, что, как и 20—30 лет назад, одно­значного мнеция о влиянии темпа разработки месторождений на эффективность извлечения нефти, к сожалению, не существует. Как и прежде, одни специалисты считают, что малые темпы раз­работки способствуют повышению нефтеотдачи пластов, другие, наоборот, полагают, что высокие темпы отбора и скорости филь­трации жидкости увеличивают степень извлечения нефти из недр, третьи убеждены, что для каждого месторождения необходима своя оптимальная скорость вытеснения нефти, обеспечивающая наибольшую нефтеотдачу пластов. А специалисты, занимающиеся проектированием разработки месторождений, исходя из анализа, опыта и исследований, в основу всех проектов закладывают усло­вие независимости нефтеотдачи пластов от темпа разработки.

Причину столь противоречивых представлений можно объяс­нить тем, что теоретические и лабораторные экспериментальные исследования касаются лишь скорости фильтрации жидкостей, дви­жения водонефтяного контакта на моделях линейных однородных и неоднородных пористых сред в зависимости от соотношений гидро­динамических градиентов и капиллярного давления. В реальных условиях разработки месторождений эти факторы неоднозначны, не поддаются измерению (контролю) во всех точках пластов и неиз­бежно изменяются по площади и размеру (по объему) залежей в очень широких пределах — от нуля в застойных зонах до весьма больших величин на стенках скважин, в крупных порах и трещинах. Промысловые же исследования отражают зависимость от темпа заводнения конкретных характеристик разработки месторожде­ний, таких, как обводнение добываемой продукции (водонефтяной фактор), охват пластов заводнением и текущая нефтеотдача, связь которых с конечной нефтеотдачей пластов является очень сложной и остается в значительной мере неопределенной, основан­ной лишь на расчетах, не замеренной и не проверенной практи­чески ни на одном месторождении.

Для того чтобы определить, какие же практические следствия вытекают из этих противоречивых исследований, как их можно использовать в реальных условиях разработки нефтяных место­рождений, рассмотрим наиболее характерные позиции по этой проблеме.

1. Малые темпы разработки повышают нефте­отдачу пластов.

Впервые такой вывод был сделан в 1941 г. американским ученым М. Левереттом на основе экспериментальных исследо­ваний капиллярной пропитки в гидрофильных пористых средах. На основании этого им было высказано качественное предположе­ние, что в реальных неоднородных пластах при малых скоростях вытеснения нефти водой будет происходить ускоренное вытеснение нефти в прослоях с малой проницаемостью и тем самым дости­гаться более высокая нефтеотдача пласта. Позднее такие же мне­ния высказывались и другими исследователями, в том числе и советскими, по результатам качественного анализа действия капиллярных сил и экспериментального изучения процесса вытес­нения нефти водой из трещиновато-пористых сред. В учебнике [16] был сформулирован вывод, что, чем медленнее скорость вытес­нения нефти водой, тем больший эффект в смысле конечной нефтеотдачи можно получить.

На основании этих исследований и возникло представление, что высокие темпы добычи нефти способствуют быстрому про­рыву воды по высокопроницаемым слоям, уменьшают охват завод­нением и конечную нефтеотдачу пластов.

В принципе с теоретической точки зрения в неоднородных нефтеводоносных пластах эффект капиллярной пропитки не вызы­вает сомнения. Действительно, в чисто гидрофильных неоднород­ных пластах капиллярные силы в определенных условиях могут способствовать вытеснению нефти из менее проницаемых слоев и матриц, выравниванию фронта внедрения воды и повышению охвата пластов заводнением. Но для практической реализации этого эффекта необходимо, чтобы при разработке месторождений скорость продвижения водонефтяных контактов была соизмерима со скоростью капиллярной пропитки. Как показано в работе [33], даже в чисто гидрофильных пластах капиллярные силы могут изменить характер заводнения неоднородно-слоистых пластов лишь при перепадах давления между линией нагнетания и зоной отбора не более 0,3 МПа (в 15—20 раз меньше практикуемых), т. е. соизмеримых с капиллярным давлением. При таких депрес­сиях на пласт у нас разрабатывается единственное месторождение с газовой шапкой и подошвенной водой (Анастасиевско-Троицкое).

Столь малые темпы разработки обычных месторождений для практики неприемлемы, поэтому из верного вывода о том, что малые темпы разработки повышают нефтеотдачу пластов, не выте­кает практических следствий.

Кроме того, капиллярные силы—главная причина остаточной нефтенасыщенности при заводнении микронеоднородной пористой среды и снижения коэффициента вытеснения нефти водой. Поэтому в реальных условиях разработки нефтяных месторожде­ний воспользоваться эффектом повышения охвата пластов завод­нением за счет капиллярных сил и тем более получить ощутимый прирост нефтеотдачи пластов невозможно.

2. Высокие темпы отбора увеличивают нефте­отдачу пластов.

К этому выводу впервые пришел Ф. И. Котяхов, который сформулировал его в докладе «Скорость движения приконтур-ной воды и нефтеотдача», посвященном развитию научно-исследовательских работ в области вторичных методов добычи нефти.

В последующем такие же или аналогичные выводы были сде­ланы многими исследователями.

Г. К. Максимович в 1954 г. при обосновании физических основ форсированного отбора жидкости доказывал, что при увеличении темпа отбора жидкости происходит переток нефти из малопрони­цаемых пропластков нефти в высокопроницаемые. В результате подвижность нефти в малопроницаемых участках увеличивается и повышается нефтеотдача пласта.

Американские ученые Д. Бакуолтер, В. Стайлс и М. Эджер-тон в 1958 г. сделали совершенно однозначный вывод, что нефтеот­дача пластов при заводнении уменьшается в случае ограничения темпа разработки.

Н. Н. Непримеров и А. Г Шарагин, исследуя особенности внутриконтурной выработки нефтяных пластов Ромашкинского месторождения, в 1961 г. пришли к наиболее категоричному вы­воду, что, чем выше перепад давления, тем выше нефтеотдача пластов и темп их выработки. В это же время на основе анализа большого фактического материала (12 пластов Грозненского рай­она, семь месторождений Самарской Луки и Башкирии) И. Г. Пермяков и Н. С. Гудок утверждали, что, чем выше темп закачки воды в пласт и отбора жидкости, тем больше конечная нефтеотдача пласта и что если темпы закачки и отборов сокра­тить, то произойдет потеря нефти, которую компенсировать полностью будет практически невозможно даже при условии по­следующего увеличения закачки и отборов. Эти выводы под­тверждены лабораторными исследованиями на естественных образцах девонских песчаников Туймазинского месторождения. В 1965 г. И. Г. Пермяков на основе анализа профилей приемис­тости нагнетательных скважин Туймазинского месторождения повторяет ранее сделанный вывод, что с повышением темпов за­качки коэффициент охвата пласта заводнением увеличивается и соответственно этому увеличивается коэффициент нефтеотдачи пласта.

Неоднократно к выводу о том, что более высокие скорости фильтрации обеспечивают наибольшие коэффициенты нефтеотдачи пластов Серафимовской группы месторождений, приходили И. X. Сабиров и И. Я. Юрии. Ими сделана количествен­ная оценка, что снижение скорости фильтрации в 1,5—2 раза приводит к уменьшению коэффициента нефтеотдачи от 0,63 до 0,38.

Э. М. Халимов и Р. М. Юсупов, анализируя опыт интенсивной разработки южной зоны пласта Д1 Шкаповского месторождения, показали, что с увеличением темпа отбора до 10 % в год выпола-живается кривая обводненности. Это явление они объяснили тем, что при увеличении перепадов давлений дренируются менее прони­цаемые пропластки, которые при обычных условиях не отдают нефти. На основе этого анализа была сделана практическая рекомендация — для сохранения достигнутого уровня добычи нефти по южной зоне необходимо последовательно увеличивать темпы отбора жидкости.

М. М. Саттаров и И. X. Сабиров по фактическим данным раз­работки Серафимовской группы месторождений установили за­висимости конечной нефтеотдачи пластов Д₁ и Д₁₁ от отношения скорости фильтрации к корню квадратному из проницаемости. При самом высоком показателе скорости нефтеотдача обоих пластов достигает 65%, тогда как при снижении его в 2 раза по пласту Д₁ нефтеотдача снижается до 40%, а по пласту Д₁₁ — до 20%. Положительное влияние высоких темпов отбора на нефтеот­дачу пластов месторождений Татарии также отмечали многие исследователи. А. В. Валихановым, Г. Г. Вахитовым, Э. Д. Мухарским и другими в результате анализа специальных крупных промышленных экспериментов на Ромашкинском месторождении, проведенных в 60-х годах, было показано, что метод повышения давления нагнетания воды (до 20 МПа на линиях нагнетания) выше начального пластового давления (17,5 МПа) не только по­вышает темп отбора нефти, но и вследствие наиболее полного охвата многопластового эксплуатационного объекта заводнением способствует существенному увеличению коэффициента нефтеот­дачи Р. Ш. Мингареев, А. В. Валиханов, Г. Г. Вахитов, А. X. Мирзаджанзаде и другие на основе анализа результатов исследования нагнетательных скважин при различных давлениях закачки воды на Ромашкинском месторождении пришли к выво­дам, что освоение практически всех нефтенасыщенных коллекто­ров под закачку возможно при забойных давлениях порядка 40 МПа и более, а мероприятия по повышению давления нагне­тания позволяют повысить добычу не только за счет простого уве­личения градиента давления в пласте, но и за счет наиболее полного вовлечения в эксплуатацию ранее не освоенных воздей­ствием нагнетания запасов нефти, что создает условия для обес­печения высокой конечной нефтеотдачи пластов (рис. 16).

 

Рис.16. Зависимость приемистости нагнетательных скв. 902 (/), 9355 (2) и 823 (3) Ромашкинского месторождения К от давления нагнетания р_у.

 

Рис.17. Зависимость общей Q и поинтервальной q приемистости от давления на устье рх нагнетательной скв. 823 Ро­машкинского месторождения.

1 — Ру=26,6 МПа, Q = 500 м³/сут; 2 — Ру = 30,6 МПа, Q = 500 м³/сут; 3 — Ру= 38,6 МПа, Q=650 м³/сут; 4 – Ру=41,7 МПа, Q=1250 м³/сут; 5 — Ру=44,1 МПа, Q=2050 м³/сут.

 

 

В работе [20] подчеркивается, что интенсификация разра­ботки вообще одна из основных особенностей системы разработки Ромашкинского месторождения, а основной метод ее осуществле­ния— уплотнение сетки скважин и увеличение градиентов дав­ления между зонами нагнетания и эксплуатации.

Эти технологические мероприятия не только повышают темп отбора извлекаемых запасов, но и за счет лучшего охвата много­пластового объекта заводнением способствуют существенному увеличению коэффициента нефтеотдачи (рис. 17).

И. Н. Шустеф и Н. Е. Стадникова на основе анализа разра­ботки месторождений Пермской области отмечают, что форси­рованный отбор жидкости может быть эффективным методом интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи в расчленен­ных пластах и в случае неньютоновских нефтей.

Увеличение конечной нефтеотдачи по мере возрастания ско­рости вытеснения нефти водой было получено экспериментально А. Ж. Гашимовым, А. И. Мамедовым и Д. И. Гасановым.

Американские исследователи Д. Страйт, Д. Бенион и К. Азиз на основе использования трехфазной двумерной численной мо­дели и фактических данных месторождения делают вывод, что увеличение темпа отбора приводит к экономически оправданному увеличению конечной нефтеотдачи.

Широкие, разносторонние исследования и однозначные выводы о положительном влиянии высоких темпов разработки на конеч­ную нефтеотдачу пластов, основанные на фактических данных месторождений, не противоречат выводам об увеличении нефте­отдачи пластов при малых темпах разработки в идеализирован­ных условиях, так как отражают другие реальные эффекты — преодоление загрязнения призабойных зон, начальных градиентов сдвига, неньютоновского характера нефтей, частичной гидрофоб-ности коллекторов и др.

Столь определенные фактические результаты, показывающие эффективность высоких темпов разработки месторождений, обос­новывают все практические мероприятия, направленные на интен­сификацию добычи нефти в реальных условиях.

3. Оптимальные темпы разработки обеспечи­вают наибольшую нефтеотдачу пластов.

Правильная постановка вопроса требует ответа об оптималь­ном темпе разработки месторождения, а не о скорости вытесне­ния нефти водой. Эти понятия не являются синонимами. Но, к со­жалению, нет ни одного исследования, которое устанавливало бы оптимальный темп разработки какого-либо конкретного место­рождения.

Первое экспериментальное исследование, которое количест­венно установило наличие оптимальной скорости вытеснения нефти водой из двухслойных моделей пористых сред, было вы­полнено О. Ф. Мартынцивым, В. М. Рыжиком в 1964 г. Ими была получена оптимальная скорость вытеснения, обеспечиваю­щая наибольшую безводную нефтеотдачу (вытеснение нефти из модели к моменту прорыва воды) при различном соотношении проницаемостей слоев и вязкостей нефти и воды.

При реальном соотношении проницаемости слоев (не более 6—7) оптимум скоростей слабо выражен. Отличие безводного коэффициента вытеснения при оптимальных и неоптимальных скоростях несущественно. Во всех случаях неоднородности моде­лей и вязкостей нефти оптимальные скорости вытеснения должны быть в 2—4 раза меньше скорости капиллярной пропитки. На этот факт обычно не обращали внимания, но если для оптимизации разработки требуются такие малые скорости вытеснения нефти водой, то она равнозначна консервации месторождений и никогда не будет эффективной экономически.

И. X. Сабиров в 1969 г. на основе анализа профилей приемис­тости нагнетательных скважин Серафимовского месторождения установил оптимальное устьевое давление нагнетания в 8—9 МПа и.сделал вывод, что для девонских пластов, разрабатываемых с заводнением, увеличение давления нагнетания эффективно лишь

до определенного предела, а дальнейшее увеличение давления закачки приводит к ускоренному обводнению добывающих сква­жин, сокращению безводного периода эксплуатации и, как след­ствие, к снижению нефтеотдачи пластов.

Давление нагнетания воды — более конкретная характе­ристика заводнения пластов, чем скорость вытеснения, но она, естественно, не отражает еще темпа разработки месторождений, если не указано давление на забоях добывающих скважин.

Для сравнения отметим, что, согласно работе [20], оптималь­ное устьевое давление нагнетания воды на Ромашкинском место­рождении достигает 20—25 МПа. М. М. Саттаров и другие пока­зали, что при некоторых малых скоростях вытеснения достига­ются наименьшие коэффициенты вытеснения и выработки, а с ростом скорости они увеличиваются. Исходя из этого сделана качественная рекомендация: устанавливать в начальный безвод­ный период умеренные темпы отбора с постепенным перехо­дом на максимально возможное увеличение отборов жидкости по мере обводнения продукции [30].

Г. И. Баренблатт и А. И. Винниченко в результате теорети­ческого асимптотического анализа условий неравновесной фильт­рации жидкости в пористых средах, имея две гипотезы о длитель­ности процесса перераспределения насыщенности, пришли к ка­чественному выводу о возможной экстремальной зависимости нефтеотдачи от скорости фильтрации.

В. Г. Оганджанянц и А. А Мац в 1974 г. экспериментально на одних моделях пласта разной длины (до 2,67 м) при меж­фазном натяжении между нефтью и водой 47 мН/м установили наличие оптимума для скорости вытеснения 120 м/год. Для реаль­ных условий, когда межфазное натяжение составляет 25—30 мН/м, а пласт частично гидрофобный, по мнению авторов, оптимальная скорость движения контакта нефти с водой увеличивается до 300— 400 м/год. Определение этих, казалось бы, реально выполнимых и даже наблюдаемых на практике средних скоростей движения во-донефтяного контакта тем не менее не решает вопроса об оптими­зации разработки месторождений. На практике воспользоваться этой рекомендацией нельзя, потому что вследствие слоистой и зональной неоднородности пластов, а также отбора жидкости и нагнетания воды через скважины (дискретные точки) скорость вытеснения нефти водой в пластах изменяется от нуля в застой­ных зонах до нескольких сот метров в. сутки вблизи скважин. Например, при нагнетании 1000 м3/сут воды в скважину, вскрыв­шей пласт толщиной 20 м, средняя скорость движения воды в призабойной зоне достигает 500—600 м/сут и более. Тогда как в зоне пласта между нагнетательной и добывающей скважинами средняя скорость движения жидкости снижается до 0,5—1,5 м/сут, т. е. в 500—1000 раз.

Если учесть, что по главным (кратчайшим) линиям тока в высокопроницаемых слоях скорости движения значительно выше, а в наименее проницаемых слоях по самым длинным линиям тока во много раз меньше указанных, то скорости движения в ак­тивно дренируемых зонах в тысячи раз выше, чем в слабодренируемых зонах залежей.

Стремление к указанной оптимальной скорости движения в слабодренируемых зонах, преобладающих по объему, привело бы к непомерной интенсификации разработки залежей в целом и форсированному обводнению по высокопроницаемым активно дре­нируемым зонам.

Истинное распределение скоростей фильтрации жидкостей в неоднородных пластах в систему скважин установить даже тео­ретически невозможно, так как и на объемы зон с разной ско­ростью, и на скорости фильтрации жидкости в них влияет бесчис­ленное множество факторов — изменение физико-геологических свойств пластов, относительное размещение скважин, направле­ние потоков жидкостей, изменение фазовых проницаемостей по мере заводнения, условия эксплуатации скважин, искажение со­стояния призабойных зон пластов в процессе бурения и эксплуа­тации скважин и многое другое, что просто не поддается изме­рению, моделированию и учету. Но, если бы даже удалось изме­рить, смоделировать и учесть распределение объемов и скоростей фильтрации жидкости в неоднородных залежах, возникла бы про­блема определения, в каких зонах и слоях залежей задавать и вы­держивать оптимальную скорость вытеснения нефти водой, а в каких отклоняться от нее в большую или меньшую сторону, чтобы получить минимальное снижение средне­взвешенной конечной нефтеотдачи пластов. Однозначное реше­ние такой задачи находится за пределами современных тех­нических, математических и информационных возможностей. По­этому вывод об оптимальных скоростях вытеснения нефти водой не имеет никаких полезных практических следствий.

4. Темп разработки не влияет на нефтеотдачу пластов.

В условиях рассмотренных противоречивых, иногда исключаю­щих друг друга результатов исследований, многие из которых не имеют практических следствий, вывод об инвариантности (незави­симости) нефтеотдачи пластов от темпа их разработки представ­ляется наиболее логичными и приемлемым даже исходя из общих соображений. Однако такой вывод подтвержден также многими исследованиями.

В 1960 г. на основе анализа соотношения скоростей движе­ния водонефтяного контакта в двухслойном неоднородном гидро­фильном пласте, с учетом действия капиллярных сил, было показано [33], что при реальных перепадах давления между водонефтяным контактом и зоной отбора (более 0,3 МПа) харак­тер послойного обводнения пластов всегда будет определяться соотношением проницаемости слоев (при линейном законе филь­трации).

В 60-х годах специалисты Гипровостокнефти и других инсти­тутов, обобщив опыт разработки месторождений Куйбышевской области, установили принципиальное отсутствие зависимости нефте­отдачи пластов от темпа разработки по промысловым данным.

По пласту Д₁ Дерюжевского месторождения в Куйбышевской Области в 60-х годах проводился специальный эксперимент по ыявлению зависимости нефтеотдачи девонского пласта Д от емпа разработки. Из этого пласта за 10 лет эксплуатации было тобрано 50 % геологических запасов нефти при средней обводненности 20,1 %, при этом был достигнут максимальный темп отбора нефти — около 17% от извлекаемых запасов. Конечный коэффи­циент нефтеотдачи пласта достиг около 0,7, что является макси­мально возможной величиной месторождений Куйбышевской об­ласти.

А. И. Губанов, Б. Ф. Сазонов и В. И. Колганов в 1962 г. на примере форсирования отбора жидкости на Яблоневском месторождении показали, что изменения темпа разработки в широких ределах не влияют на характеристики заводнения (зависимости нефтеотдачи пластов от накопленного отбора жидкости). Исходя из этого, они сделали вывод об отсутствии влияния темпа отбора идкости на нефтеотдачу. Если нет условий для конусообразования, то нет и зависимости между обводненностью добываемой жидкости и темпом отбора.

Б. Е. Кисиленко и Ф. А. Кеннави экспериментально, на мо­дели пласта длиной 1,5 м показали, что при градиентах давления более 0,01 МПа/м водонасыщенность, а следовательно, и нефте­отдача пласта, соответствующая определенному водонефтяному фактору, практически не зависят от градиента давления. Анало­гичные выводы на основе различных анализов промысловых энных сделаны во многих работах.

Американские ученые С. Пирсон и Ф. Крэйг, авторитетные специалисты по заводнению, на основе экспериментальных иссле­дований доказывают [14], что нефтеотдача зависит от темпа (скорости) вытеснения нефти водой только в сильнонаклонных пластах (более 30°). В этих случаях вытеснение нефти водой снизу вверх при малой скорости подъема контакта может увели­чить нефтеотдачу пласта по сравнению с горизонтальным пластом, а при вытеснении сверху вниз только высокая скорость движения контакта может приблизить нефтеотдачу к величине, достигаемой в горизонтальном пласте. Для малонаклонных и горизонтальных пластов Ф. Крейг [14] отмечает, что изменение темпа нагнетания воды в пласты в 5 раз и более оказывает малое влияние на нефтеотдачу.

Таким образом, обобщение многочисленных, самых разнооб­разных по характеру и условиям исследований влияния темпа извлечения нефти из пластов при заводнении на нефтеотдачу позволяет утверждать независимость характера заводнения и нефтеотдачи неоднородных пластов от темпа добычи и темпа разработки.

Современная разработка нефтяных месторождений высокими темпами базируется именно на этих концепциях.

 

 

Рис. 18. Зависимость темпа отбора жидкости Т (1—4) и нефтеотдачи η (5) от накопленного отбора жидкости из пластов τ.

Месторождения: 1 — Константиновское; 2 — Шкаповское; 3 — Туймазинское (пласт Д₁); 4 — Туймазинское (пласт Д₂); 5 — для всех перечисленных месторождений.

 

Темпы добычи (отбора) нефти конкретных месторождений зависят от геолого-физических особенностей продуктивных плас­тов, режимов вытеснения нефти, степени истощенности разраба­тываемого объекта, наконец, от осуществляемой системы завод­нения. Широкое внедрение активных систем заводнения на нефтя­ных месторождениях нашей страны позволило обеспечить высокие темпы разработки, достигающие нередко 10—12 % от началь­ных извлекаемых запасов, не оказывая влияния на нефтеотдачу (рис. 18).

Средние темпы добычи нефти достигали больших значений 5—6%. При использовании извлекаемых запасов нефти на 40— 45 % (в среднем) начинается снижение темпов добычи нефти. При истощении запасов на 75—80 % темп отбора становится в 3 раза ниже максимального (табл. 5).

Таблица 5

Средние темпы добычи нефит по некоторым районам при разной степени истощения запасов нефти

Месторождение	Средний темп добычи нефти (в %) при использовании ее запасов (истощении)
Района А	2,7	4,38	2,8	—
Района В	4,25	4,96	2,6	1,65
Района С	4,8	6,05	3,2	1,92

 

При неблагоприятных геолого-физических условиях снижение темпа добычи нефти наступает раньше, при использовании запа­сов на 20—25 %, а в высокопродуктивных пластах высокие темпы добычи нефти могут сохраняться до истощения извлекаемых запа­сов на 50—60 %.