Результаты решения трехмерных трехфазных задач фильтрации применительно к разным технологиям разработки.

Практика разработки нефтегазовых месторождений с подошвенной водой пока­зывает, что при традиционном способе дренирования таких очень быс­тро образуется конус газа или воды и происходит их прорыв в сква­жину. Технологически это приводит к повышенным отборам из нефтя­ных скважин газа или воды и снижению эффективности нефтедобычи.

Если одновременно с отбором нефти отбирать из вышележащего интервала газ, а из нижележащего воду, то это бу­дет сдерживать прогрессирующее поступление газа или воды в нефтяную зону пласта и, соответственно, в скважину. При совместном дре­нировании газо-нефте- и водонасыщенных интервалов конуса газа, или воды не будут образовываться или будут расти медленнее.

Рассмотрим технологию одновременного отбора нефти и вышезалегающего газа; случай отбора нефти и воды; случай одновременного отбора нефти, газа и воды. Наконец, случай одновременного отбора нефти и вышезалегающего газа и нагнетания газа на периферии пла­ста.

На рис.1 представлены кривые зависимости пластового давле­ния и насыщенности в ячейке, где отбирается нефть, от времени. Из рис.1, давление во всех вариантах снижается, причем темп его падения во времени нарастает в порядке увеличения номера варианта. Это объясняется тем, что рассматри­вается ограниченный пласт. Кривые изменения насыщенности по газу от доли отобранных запа­сов в нефти практически совпадают для всех трех вариантов до отбо­ра около 12% от запасов нефти.

Хотя величина насыщенности в третьем и втором варианте несколько меньше, чем в первом. Затем ₁ в третьем варианте начинает уменьшаться. Этот момент соответствует началу движения воды и образованию водяного конуса.

На рис.2 представлены зависимости давления и насыщенности флю­идами ячейки от доли отобранных запасов нефти.

Рассмотрим варианты одновременного отбо­ра нефти и воды.

Как видно из рассмотрения кривых изменения водонасщенности в третьем варианте ₃ остается практически постоянной и равной начальной водонасыщенности. Во втором ва­рианте насыщенность по воде в ячейке отбора нефти начинает расти только при отборе приблизительно 9,5% от запасов нефти.

Насыщенность по газу ведет себя аналогично традици­онному варианту разработки. Однако по мере увеличения темпа отбора воды величина насыщенности газом возрастает. В первом варианте ₁ 0.36, во втором варианте ₁ 0,42, в третьем варианте ₁ 0,49.

Подтяги­вание конуса подошвенной воды удается предотвратить или уменьшить его величину отборами воды из интервала, расположенного ниже ячей­ки, где отбирается нефть. Однако при этом происходит интенсивное поступление газа в зону отбора нефти.

Общий же отбор флюидов определяет падение давления в районе работающей скважины.

Рассмотрим теперь результаты расчетов еще одной серии вариантов с одновременным отбором нефти, газа и воды. Как и для предыдущих серий вариантов, изменение насыщенностей будем прослеживать в зависимости от величины давления в ячейке. Результаты таких построений приведены на рис.3.

Из рассмотрения рис.3 следует, что коэффициент водонасыщенности с уменьшением давления в первых трех вариантах возрастает. При этом во втором и третьем вариантах практически одинаков и рост его более чем в 2 раза меньше роста в первом варианте. В четвертом варианте водонасыщенпость практически не возрастает.

Коэффициент газонасыщенности в зависимости от величины отбора газа оказывается меньше в тех случаях, когда отбор газа выше. При снижении давления газонасыщенность в зоне отбора нефти возрастает. При этом темп роста уменьшается от первого варианта к четвертому. При дальнейшем снижении дав­ления начинает сказываться отбор воды из нижележащей зоны, что при­водит к дальнейшему увеличению насыщенности по газу для второго, третьего и четвертого вариантов.

Таким образом, рассмотрение вариантов добычи нефти с одновременным отбором газа и воды показывает, что этот процесс оказывается довольно сложным и чувствительным к соотношению величин отбора га­за и воды.

Кроме того, рассмотрение всех вариантов разработки нефтяной ото­рочки показывает, что величина насыщенности по газу в зоне отбора нефти со временем возрастает. Это значит, что полностью предотвратить проникновение газа в эту ячейку не удается.

На рис.4 представлены кривые зависимости пластового давления и насыщенности в ячейке, где отбирается нефть, от времени. Кривая 1 соответствуют ва­рианту с отбором только нефти из нефтяной оторочки /традиционный вариант/. Кривые 2 соответствуют рассматриваемому варианту с нагне­танием газа на периферии для поддержания давления в пласте.

Изучение рис.4 показывает, что характер изменения насыщенно­сти по воде, в основном, совпадает с поведением насыщенности в ва­рианте с традиционной разработкой нефтяной оторочки. Насыщенность вблизи скважины, отбирающей нефть, возрастает быстрее, чем в остальном пласте и достигает максимальной величины в конце разработки при отборе 25,37% от запасов нефти. Увеличение коэффициента водонасыщенности в пласте обусловлено расширением во­ды при падении пластового давления. Рост же насыщенности вблизи скважины происходит из-за подтягивания воды в зону разработки под влиянием падения давления.

Профили насыщенности по газу для рассматриваемого варианта от­личаются от профилей насыщенности в традиционном варианте разра­ботки характером поведения в точке нагнетания газа. В районе отбора нефти насыщенность по газу ведет себя качест­венно аналогично варианту с традиционной системой разработки.

Анализ данных рис.4 показывает, что нагнетание газа приво­дит к вытеснению нефти газом, но в то же время имеет место и час­тичный прорыв газа вдоль напластования. Действительно, в зоне от­бора нефти, несмотря на отбор газа из вышележащей зоны, происходит увеличение газонасыщенности. Это свидетельствует о том, что газ прорывается в нефтяную зону.

Рассмотрение поведения кривых изменения давления в зоне отбора нефти показывает, что давление в исследуемом варианте падает медленнее, чем в варианте с традиционной системой разработ­ки. Это вполне объяснимо, так как в рассматриваемом варианте происходит частичное поддержание давления путем нагнетания газа.

Насыщенность по газу возрастает со временем, но остается всегда меньше, чем в традиционном варианте. Это связано, главным образом, с отбором газа из вышележащей области пласта. Традицион­ный вариант дренирования характеризуется тем, что насыщенность по газу начинает уменьшаться /кривая I/ при добыче нефти равной при­мерно 15.5% от запасов. Водонасыщенностъ при этом равна ₃ = 0,4. Вода становится подвижной.

В варианте с нагнетанием газа подобная ситуация наступает лишь при отборе около 20,5% от запасов нефти.

Водонасыщенность в варианте с нагнетанием газа постоянно воз­растает /кривая 2/, причем более интенсивно после того, как вода становится подвижной. В то же время она остается всегда ниже, чем в варианте с отбором только нефти.

Рассмот­ренные варианты решения модельной задачи показывают, что:

- Предотвратить поступление подошвенной воды в скважину можно отбором воды из-под нефтяной зоны. Однако в этом случае увеличи­вается величина дебита газа, поступающего в скважину из газоносной зоны.

- Отбор газа из газоносной зоны пласта, хотя и уменьшает вели­чину дебита газа, проникающего в скважину, однако полностью предо­твратить его поступление в интервал нефтеносности не может.

- Совместный отбор нефти, газа и воды приводит к сложной кар­тине течения этих флюидов в пласте и призабойной зоне. При этом ве­личина насыщенности газом и водой в зоне отбора нефти зависит от соотношения темпов отбора нефти, газа и вода.

- Наиболее реальным вариантом увеличения нефтеотдачи при раз­работке газонефтеконденсатной залежи является вариант, в котором наряду с отбором нефти отбирается газ из газовой зоны над нефтяной оторочкой, а также нагнетается газ на периферии нефтяного пласта для поддержания давления и частичного вытеснения нефти.