3.2. Анализ выработки пластов

3.2.1. Ввод недренируемых запасов

Наличие недренируемых запасов обуславливается как объективными, так и субъективными причинами. К числу первых можно отнести сложность геологического строения залежей, из которых основными являются расчле­ненность, зональная и послойная неоднородность, тектоническая нарушен-ность, а также свойства пластовых флюидов, влияющие на их фильтрацион­ные свойства. Ко вторым относится выделение чрезмерно крупных эксплуатационных объектов, объединяющих пласты с различной геолого-физичес­кой характеристикой, проектирование неоптимальных сеток скважин, несо­вершенство применяемых методов воздействия на пласт, недостатки в сис­теме контроля и регулирования процессов выработки пластов.

Анализ выработки запасов нефти из продуктивных пластов месторожде­ний показывает, что потери нефти в них происходят по различным причинам и могут быть разделены на две основные группы - макро- и микромасштаб­ные.

Макромасгитабные:

- на участках пластов, имеющих худшие по сравнению с окружающими участками фильтрационные свойства («целики» или застойные зоны);

- в худших по фильтрационным свойствам пластах, разрабатываемых совместно с другими пластами, имеющими лучшие свойства;

- в зонах выклинивания или замещения коллекторов («тупиковые» зоны);

- в замкнутых линзах и полулинзах при их небольших размерах, сравни­мых с плотностью разбуривания;

- в краевых частях водонефтяных зон при нефтенасыщенной толщине, менее какой-то критической при данной вязкости нефти, так, для терриген-ных толщ девона при вязкости менее 3 мПа с (в пластовых условиях она составляет 2 м и менее);

- в кровельных, часто уплотненных частях продуктивных пластов;

- в зонах между первым рядом добывающих скважин и контуром нефте­носности (если он неподвижен или малоподвижен) при применении только внутриконтурного заводнения («кольцевые» зоны);

- на участках резкого локального увеличения толщины продуктивного пласта;

- в зонах стягивания контуров при рядных системах разработки;

- в зонах продуктивного пласта, не введенных или не охваченных разра­боткой;

- в пластах с меньшими, чем в дру­гих, темпами извлечения запасов;

- за счет конусообразования;

- в техногенно измененных в про­цессе разработки коллекторах;

- в пластах с ухудшенными в про­цессе разработки нефтями;

- в техногенно измененных пластах с ухудшенными свойствами нефтей.

Микромасштабные потери возни­кают в обводненных (выработанных) пластах:

- в поровых каналах после проры­ва по ним воды («пленочная» нефть);

- в тонких, менее проницаемых прослоях в обводненных пластах;

- в поровых каналах по причине техногенного изменения свойств нефтей

- в процессе разработки;

- в прослоях заводненных пластов из-за техногенного изменения свойств нефтей в процессе эксплуатации.

Природа микропотерь практически не изучена. Обводнение первоначаль­но полностью нефтенасыщенного пласта при продвижении воды происхо­дит в основном так, что единичные каналы с момента появления первой капли воды полностью переходят на подачу чистой воды, в то время, как через остальные поступает чистая нефть. В этом случае первыми должны обводняться каналы, обладающие лучшими фильтрационными свойствами. По мере увеличения числа обводнившихся поровых каналов возрастает об­водненность всей продукции и пласта по толщине.

В настоящее время при проектировании разработки и, прежде всего, опреде­лении конечного значения коэффициента извлечения нефти учитываются не все виды потерь. Некоторые из них объединяются и учитываются каким-либо еди­ным коэффициентом, например, коэффициентом охвата залежи заводнением.

Удельный вес макро- и микропотерь в зависимости от характеристики кол­лекторов и геологического строения продуктивных пластов на каждом мес­торождении будет различаться. Чем более неоднороден пласт по пористости или проницаемости, тем резче должны возрастать микропотери. При объеди­нении нескольких пластов в едином объекте, отличающихся толщиной и нео­днородностью фильтрационных свойств, будут возрастать макропотери.

При разработке месторождений приходится проводить большой объем работ но вводу в разработку, недренируемых запасов нефти. На это затрачи- ваются основные усилия производственных коллективов. Так, наибольшая доля недренируемых запасов приходилась на залежи горизонтов Д₁Д₀ Ро- машкинского месторождения (составляет 37%) после разбуривания площадей основной сеткой скважин. Из этого следует чрезвычайно низкий охват пласта 6₁ Миннибаевской площа- ди заводнением после разбуривания основной сеткой скважин и освоения запроектированной вначале системы заводнения. На следующем этапе со- вершенствования системы разработки путем бурения дополнительных сква- жин и раздельного освоения этого пласта под нагнетание воды удалось не- сколько улучшить состояние выработки пласта, но слабопроницаемые кол- лекторы, отдельные линзы песчаников до сих пор не дренируются и требуют для этого дополнительных ГТМ. Благодаря огромному объему проведен- ных мероприятий по совершенствованию процессов разработки эта доля за более чем 50-летний срок уменьшилась на Ромашкинском месторождении до 11%.

На практике ввод недренируемых запасов осуществляется путем разук­рупнения эксплуатационных объектов и оптимизации плотности сеток сква­жин в комплексе с совершенствованием системы поддержания пластового давления (ППД).