Опыт и проблемы разработки месторождений с применением заводнения

Промышленное применение заводнения нефтяных пластов в СССР было начато в 1948 г. при разработке девонских гори­зонтов Туймазинского нефтяного месторождения. К этому времени уже были известны опыты закачки воды в нефтяные пласты с целью пополнения пластовой энергии, проводившиеся в различных странах.

При разработке нефтяных месторождений в СССР с приме­нением заводнения вначале использовали законтурное заводнение. При этом нагнетательные скважины бурили за внешним контуром нефтеносности, вдоль него. Добывающие скважины располагали также вдоль контура нефтеносности. Линии рас­положения нагнетательных скважин были удалены от первых рядов добывающих скважин на 1-6 км.

Законтурное заводнение применяли на месторождениях, про­дуктивные пласты которых были сложены в основном песча­никами и алевролитами с проницаемостью 0,3-1,0 мкм². Вяз­кость нефти в пластовых условиях заводняемых месторождений составляла 1-5·10^-3Па·с.

Законтурное заводнение осуществлялось часто не с самого начала разработки месторождений, а спустя некоторое время, в течение которого происходило падение пластового давления. Тем не менее закачка воды в законтурную область пласта по­зволяла в течение одного-двух лет настолько восполнить запас пластовой энергии, что оно стабилизировалось.

Использование заводнения нефтяных пластов привело вна­чале к возникновению технологической трудности, связанной с низкой приемистостью нагнетательных скважин. Пласты, кото­рые, согласно формуле Дюпюи, должны были при используе­мых перепадах давления поглощать запроектированные расхо­ды воды, практически не принимали воду. Широкое применение методов воздействия на призабойную зону скважин, таких, как гидравлический разрыв пласта и кислотные обработки, и глав­ным образом использование повышенных давлений нагнетания привели к существенному увеличению приемистости нагнета­тельных скважин и, по сути дела, к решению проблемы их ос­воения.

Опыт разработки нефтяных месторождений с применением законтурного заводнения привел к следующим основным выво­дам.

1. Законтурное заводнение позволяет не только поддерживать пластовое давление на первоначальном уровне, но и пре­вышать его.

2. Использование законтурного заводнения дает возмож­ность обеспечивать доведение максимального темпа разработки месторождений до 5-7% от начальных извлекаемых запасов, применять системы разработки с параметром плотности сетки скважин 20-60·10⁴ м²/скв при довольно высокой конечной нефтеотдаче, достигающей 0,50-0,55 в сравнительно однородных пластах, и при вязкости нефти в пластовых условиях по­рядка 1-5·10^-3 Па·с.

3. При разработке крупных по площади месторождений с числом рядов добывающих скважин больше пяти законтурное заводнение оказывает слабое воздействие на центральные час­ти, в результате чего добыча нефти из этих частей оказывает­ся низкой. Это ведет к тому, что темп разработки крупных месторождений в целом не может быть достаточно высоким при законтурном заводнении.

4. Законтурное заводнение не позволяет воздействовать на отдельные локальные участки пласта с целью ускорения извлечения из них нефти, выравнивания пластового давления в ра­зличных пластах и пропластках и т. д.

5. При законтурном заводнении довольно значительная часть воды, закачиваемой в пласт, уходит в водоносную область, находящуюся за контуром нефтеносности, не вытесняя нефть из пласта.

Указанные результаты законтурного заводнения нефтяных пластов вызвали дальнейшее усовершенствование разработки нефтяных месторождений и привели к целесообразности ис­пользования внутриконтурного заводнения, особенно крупных месторождений, с разрезанием пластов рядами нагнетательных скважин на отдельные площади или блоки.

Дальнейшие исследования и опыт разработки показали, что наиболее целесообразно разрезание разрабатываемых пластов рядами нагнетательных скважин на отдельные блоки таким образом, чтобы между рядами нагнетательных скважин в бло­ке (полосе) находилось не более пяти рядов добывающих сква­жин.

Так возникла современная разновидность рядных систем - блоковые системы разработки нефтяных месторождений: одно­рядная, трехрядная и пятирядная. Эти системы впервые стали применять на месторождениях Куйбышевской области.

Использование систем разработки с внутриконтурным раз­резанием позволило в 2-2,5 раза увеличить темпы разработки по сравнению с законтурным заводнением, существенно улуч­шить технико-экономические показатели разработки. Блоковые рядные системы нашли большое применение при разработке нефтяных месторождений во многих нефтедобывающих рай­онах, и особенно в Западной Сибири.

В дальнейшем, в основном с целью расположения резервных скважин, интенсификации и регулирования разработки место­рождений, стали применять схемы очагового и избирательного заводнения, при использовании которых нагнетательные и добывающие скважины располагают не в соответствии с принятой упорядоченной системой разработки, а на отдельных участках пластов.

Очаговое и избирательное заводнение стали впервые приме­нять на нефтяных месторождениях Татарии. Заводнение неф­тяных пластов с его разновидностями в настоящее время - главный метод воздействия на нефтяные пласты с целью извле­чения из них нефти. Это главенствующее положение метод заводнения сохранит, видимо, не только в XX, но и в начале XXI в.

Обширные фактические данные по разработке нефтяных месторождений с применением заводнения во многих случаях подтверждают с той или иной степенью точности теоретические результаты, получаемые на основе моделей поршневого и не-поршневого вытеснения нефти водой из однородного, слоисто-неоднородного, а также трещиноватого и трещиновато-пористо­го пластов, если модель соответствует реальному пласту. Фак­тическое изменение пластового давления, добыча нефти и жид­кости, зависимость текущей обводненности от нефтеотдачи со­гласуются с расчетными. Однако проблема правильного выбо­ра модели, наиболее точно отражающей главные особенности разработки пласта, еще далека от своего полного разрешения. Модели разработки пластов, наиболее соответствующие дейст­вительности, могут быть построены лишь на основе тщательно­го изучения и учета свойств пласта и сопоставления результа­тов расчета процесса разработки пласта с фактическими дан­ными. В последние годы в связи с ростом вычислительных воз­можностей ЭВМ получают большее развитие детерминирован­ные модели пластов и процессов разработки. Их использование приводит к необходимости решения двумерных и трехмерных задач многофазной многокомпонентной фильтрации.

Богатый и весьма многообразный опыт применения заводне­ния в СССР позволил не только вполне определенно выявить его технологические возможности, но и сформулировать проб­лемы, связанные с этим методом воздействия на пласты.

Первая проблема заводнения возникла еще на стадии его лабораторных экспериментальных исследований. Затем теоре­тические исследования и анализ разработки нефтяных место­рождений с различной вязкостью пластовой нефти показали, что с увеличением отношения вязкостей нефти и воды в пла­стовых условиях μ_o = μ_н/μ_в текущая нефтеотдача при одном и том же отношении объема закачанной в пласт воды Q к объему пор пласта V_п снижается. Если, например, за условную конеч­ную нефтеотдачу принять нефтеотдачу при прокачке через пласт трех объемов пор пласта, т. е. объема воды, равного 3V_п, то в среднем при μ_o = l-5 можно получить конечный ко­эффициент вытеснения порядка 0,6-0,7 для пород-коллекторов нефти с проницаемостью 0,3-1,0 мкм².

Если же заводнение применяют на нефтяном месторожде­нии с вязкостью нефти в пластовых условиях порядка 20 - 50·10^-3 Па·с, то конечный коэффициент вытеснения снижается до 0,35-0,4 в результате усиления неустойчивости процесса вытеснения нефти водой.

Лабораторные экспериментальные исследования вытеснения нефти водой, проводимые на моделях пластов, показывают, что при μ₀ = 1-5 линия контакта нефть - вода изгибается сравни­тельно мало (рис. 1), но при μ₀ = 20-30 она сильно деформируется (рис. 2). При этом вода, вытесняющая нефть, движется языками, оставляя позади контакта нефть - вода участки обой­денной водой нефти.

Рис.1.. Схема движения водонефтя ного контакта

в пласте при μ₀ =1-5·10^-3 Па·с

1 - область, занятая водой и остаточной нефтью; 2 - водонефтяной контакт; 3 - область, занятая нефтью

Рис. 2. Схема движения водонефтяного контакта в пласте

при μ₀ = 20-30·10^-3 Па·с

1-3 - см. рис. 93; 4 - скопление нефти, оставшееся позади

водонефтяного контакта

Если μ₀>100, заводнение нефтяных месторождений, осу­ществляемое путем закачки в пласты обычной воды, оказыва­ется неэффективным, поскольку конечная нефтеотдача получа­ется низкой (порядка 0,1).

Та же самая картина возникает при использовании заводне­ния для вытеснения высокопарафинистой нефти из пластов. Если допустить сильное разгазирование нефти во время разра­ботки месторождения на естественном режиме или снижение пластовой температуры ниже температуры кристаллизации па­рафина вследствие закачки в пласт воды с более низкой темпе­ратурой, чем пластовая, то парафин, первоначально находив­шийся в нефти в растворенном состоянии, выделится из нее, вязкость нефти повысится и она приобретет неньютоновские свойства, что в конечном счете приведет к снижению нефтеот­дачи.

Исходя из сказанного, первая проблема разработки нефтя­ных месторождений с применением заводнения состоит в лик­видации отрицательного влияния высокого отношения вязкостей нефти и воды, а также неньютоновских свойств нефти на текущую и конечную нефтеотдачу.

Исследования и опыт разработки привели к созданию сле­дующих направлений решения этой проблемы:

1. применению для закачки в пласт горячей воды и водя­ного пара;

2. загущению воды полимерными добавками и другими ве­ществами;

3. использованию влажного и сверхвлажного внутрипластового горения.

Следует отметить, что вода, замещающая в пласте извлека­емую из него нефть, действительно наиболее доступное и целе­сообразное с экономической точки зрения вещество. Поэтому новые, более эффективные методы разработки нефтяных место­рождений будут, по всей видимости, и впредь базироваться на закачке в пласт воды, хотя сам механизм извлечения нефти из недр будет коренным образом отличаться от соответствующего механизма обычного заводнения.

Вторая проблема заводнения связана с принципиальной не­возможностью достижения полного вытеснения нефти водой даже при наиболее благоприятных условиях значительной про­ницаемости коллекторов и малых значениях параметра μ₀.

Главная причина невозможности полного вытеснения нефти водой из заводненных областей пластов заключается в несме­шиваемости нефти и воды. Решить проблему обеспечения пол­ного вытеснения нефти из пластов можно, либо обеспечив сме­шиваемость нефти с вытесняющим ее веществом, либо приме­нив высокотемпературное воздействие на пласт, при котором происходило бы выпаривание нефти.

Третья, может быть наиболее обширная проблема, возник­шая в результате анализа и обобщения опыта разработки за­водняемых нефтяных месторождений, - проблема обеспечения более полного охвата пластов процессом заводнения. Данные разработки показывают, что по целому ряду причин отдельные пропластки, входящие в объекты разработки, не поглощают во­ду и, следовательно, из них не вытесняется нефть. Кроме того, обводнение отдельных нефтяных скважин происходит весьма неравномерно даже при их строго упорядоченном расположе­нии на нефтеносной площади месторождения, что ведет к ос­тавлению в пласте не охваченных заводнением нефтенасыщенных зон.

Опыт применения заводнения показал, что решение пробле­мы повышения охвата пластов можно получить путем комплекс­ного использования методов воздействия на призабойную зону добывающих и нагнетательных скважин, повышенных давле­ний нагнетания, эффективных средств подъема жидкости из скважин, методов регулирования разработки месторождений, а также выбора наиболее подходящей для физико-геологиче­ских условий месторождения системы его разработки, и в пер­вую очередь соответствующего выбора объектов разработки и плотности сетки скважин.

При этом систему разработки, конечно, приходится выби­рать на стадии составления технологической схемы разработки, когда месторождение еще не достаточно хорошо изучено.

При выборе оптимальных объектов разработки очень важ­ную роль играет знание степени сообщаемости отдельных пла­стов по вертикали. Известно, что трещиноватость свойственна не только карбонатным коллекторам, но и пластам, сложен­ным песчаниками и алевролитами. Во многих случаях увеличе­нию сообщаемости пластов по вертикали способствует наличие в разделяющих пласты непроницаемых слоях отдельных окон, т. е. проницаемых участков.

Оптимальные объекты разработки и плотности сетки сква­жин, как и систем разработки месторождения в целом, следует выбирать на основе технико-экономического анализа. Однако зависимость коэффициента охвата пласта заводнением η₂ от степени объединения пластов в объекты разработки и парамет­ра плотности сетки скважин s_c устанавливают только на осно­ве совместного изучения геологического строения пластов мес­торождения и процесса вытеснения из него нефти водой при различных системах разработки или многофакторного анализа результатов фактической разработки пластов с различной сте­пенью объединения их в объекты разработки и различными параметрами плотности сетки скважин.

Для иллюстрации одного из приведенных положений рас­смотрим в основных чертах методику нахождения зависимо­сти η₂ = η₂(s_c) на основе анализа возможных вариантов разра­ботки месторождения при различных значениях параметра sc с использованием зональных карт неоднородности месторожде­ния.

Допустим, что разрабатываемый пласт месторождения сос­тоит из нескольких пропластков (рис. 3), разделенных про­слоями непроницаемых пород. С целью построения зависимо­сти η₂ = η₂(s_c) для пласта в целом будем поочередно выделять из него отдельные пропластки и изучать, как зависит охват заводнением каждого пропластка от плотности сетки скважин.

Для упрощения будем считать, что неоднородность каждого из пропластков характеризуется линзами, не сообщающимися с остальной частью пласта. Если при некоторой плотности сетки скважин линзу вскрывают одновременно не менее двух сква­жин, одна из которых нагнетательная, а другая - добывающая, то такая линза считается охваченной разработкой. Если же линзу не вскроет ни одна нагнетательная и ни одна добываю­щая скважина, то эта линза принимается не вовлеченной в разработку, а содержащиеся в ней запасы нефти исключаются из запасов, охваченных разработкой.

Выделим из изучаемого участка разрабатываемого слоисто­го пласта пропласток А (рис. 4). Этот пропласток содержит в пределах участка три линзы: 3, 4 и 5. Будем считать, что при разработке месторождения применяют однорядную схему рас­положения скважин. Рассмотрим изменение охвата пласта раз­работкой при этой схеме расположения скважин, но при двух различных s_с1 и s_с2, причем s_с1>s_с2. В случае, показанном на рис. 96, соответствующем s_c = s_с1 охватывается разработкой только линза 4. Запасы нефти, содержащиеся в линзах 3 и 5, должны быть исключены из извлекаемых запасов рассматри­ваемого участка пласта.

Рис. 3. Схема вертикального разреза участка пласта