Практически все известные продуктивные отложения в той или иной мере анизотропны. Следовательно, при разработке месторождений углеводородов мы имеем дело с неоднородными в различной степени коллекторами в смысле минерального состава слагающих их пород, геометрии порового пространства, трещиноватости, флюидонасыщения, термобарических условий, особенностей насыщения флюидами и т. д.
Неоднородность коллекторов может иметь тектоническую природу. Часто в разрезе локальных структур предполагается наличие малоамплитудных сдвиговых зон и разломов отрывного типа [1].
Для получения максимально возможного желаемого результата система разработки месторождений должна, насколько это возможно, учитывать неоднородность продуктивных отложений, обусловленную причинами седиментационного, литологического, тектонического характера
Определение степени неоднородности дренируемых коллекторов весьма сложная задача, т. к. результаты исследования редких кернов и исследований скважин методами промысловой геофизики характеризуют лишь отдельные точечные участки залежи, и степень их представительности в масштабах залежи далека от желаемой.
Но, как показывает опыт разработки залежей нефти в неоднородных коллекторах, их пониженная нефтенасыщенность обуславливает повышенную подвижность пластовой «реликтовой» воды, которая поступает в скважины с самого начала их эксплуатации [2]. В ряде работ отмечается хорошая корелляционная связь начальной обводненности продукции скважин с начальной нефтенасыщенностью коллектора. Динамика обводненности в условно безводный период, т. е. до момента подхода к забою добывающих скважин фронта вытеснения нефти водой в основном определяется особенностями распределения поля нефтенасыщенности в области дренажа скважины. Зависимость неравномерности нарастания обводненности от неоднородности поля начальной нефтенасыщенности имеет линейный характер, По характеру нарастания обводненности добываемой продукции в начальный (условно-безводный) период эксплуатации скважины, вскрывшей продуктивный коллектор с неоднородным и пониженным нефтенасыщением, можно судить о степени неоднородности поля начальной нефтенасыщенности.
Опыт разработки уже заводненных и в существенной мере «перекомпенсированных» залежей с трудноизвлекаемыми запасами свидетельствует о том, что в процессе разработки [3];
– не отмечается стягивания нефти водонефтяных зон к площади нефтяных, подвижность нефти на периферии залежей практически равна нулю (вязкость предельно высокая); равновесная (остаточная) нефтенасыщенность возрастает к основанию и периферии залежей;
– интенсивное и быстрое обводнение добывающих скважин, как правило, происходит до достижения проектного потенциального уровня добычи нефти, в результате чего фактические темпы продвижения фронта закачиваемой воды в 1,5–2 раза превышают проектные;
– безводный период либо очень мал, либо практически отсутствует;
– нагнетание в пласты большого количества воды совместно с форсированным отбором жидкости существенно стимулирует обводнение скважин;
– после достижения максимальных годовых отборов нефти постоянно снижаются средний дебит и добыча нефти, несмотря на возрастающие объемы нагнетания воды в залежь; объемы нагнетания часто компенсируют отборы жидкости на 100 % и значительно более;
– приемистость нагнетательных скважин снижается из-за высоких показателей скин-эффекта (недостаточная очистка воды, отложения асфальтосмолопарафиновых составляющих нефти в прискважинной зоне):
– закачиваемая вода, продвигается лишь по части перфорированной толщины пласта; блокируется часть эффективной нефтенасыщенной толщины, возрастает обводненность и снижается добыча нефти.
Снижение добычи нефти с одновременным уменьшением темпов её отбора по существу свидетельствует о прорыве воды по зоне пласта, объем которой равен выработке запасов, соответствующей максимальному уровню годовых отборов. Согласно промысловым данным, отмеченный прорыв может происходить при суммарном отборе 0,12–0,29 начальных извлекаемых запасов нефти. Продолжающиеся в дальнейшем уменьшение отборов нефти и увеличение объемов нагнетания фактически отражают то, что с момента прорыва закачиваемая вода уже не вытесняет нефть.
В процессе разработки залежей к естественной дегазации добавляется «искусственная», обусловленная отборами нефти. Высокие темпы отбора усугубляют негативные последствия разгазирования пластовой нефти, причем при давлениях насыщения значительно меньших текущих пластовых. При этом реализуются следующие процессы:
– снижение дебитов добывающих скважин уже на начальной стадии разработки вплоть до прекращения фонтанирования, обусловленного выбросами газа к забоям скважин при еще низкой обводненности их продукции;
– «вследствие дальнейшего падения давления газовые пузырьки деформируются и начинают проходить через сужения в поровом пространстве» [4];
– ранние отложения высокомолекулярных составляющих нефтей на скважинном оборудовании;
– отрицательная реакция добывающих скважин на ввод в действие ближайших нагнетательных, проявляющаяся в снижении дебитов при практически стабильной обводненности и имеющая место при больших объемах нагнетаемой в пласт воды;
– отключения слоев с меньшими размерами пор и соответственного снижения продуктивности и приемистости;
– при длительной эксплуатации скважин даже мельчайшие поры пласта особенно в призабойных зонах скважин могут полностью забиваться битумом, вследствие чего создаются условия для проявления неньютоновского характера фильтрации нефти, фиксируемого по наличию начального градиента давления,
– отложения асфальтосмолопарафиновых отложений на поздней стадии разработки, которые приводят к гидродинамическому разобщению участков залежей и проявляются в исчезновении реакции скважин на нагнетание воды, в пластах формируются застойные зоны.
Равномерность распределения накопленной добычи нефти по интервалам изменения проницаемости при неравномерности распределения балансовых запасов нефти, соответствует опережающей выработке запасов из коллекторов с повышенной поровой проницаемостью. Установлено, что, несмотря на преобладающую роль в формировании фильтрационного потока в карбонатных коллекторах трещинной системы, текущий коэффициент нефтеотдачи напрямую зависит от проницаемости поровых блоков [36].
Исследованиями, проведенными за последние десятилетия, установлено, что содержание остаточной нефти в поровом пространстве при ее вытеснении, фазовые проницаемости коллектора и охват пласта воздействием определяются не только физико-химическими и структурными свойствами нефти, пород и вытесняющего агента, но и скоростью вытеснения нефти. Кроме того, на конечном результате вытеснения сказывается влияние деформации горных пород, хаотичный характер фильтрационных потоков, отсутствие капиллярной пропитки между областями с разной нефтенасыщенностыо, адгезионные и др. силы [5].
Остаточная нефть на микроуровне при вытеснении ее водой из порового пространства представлена углеводородами на поверхности минералов. Капиллярно-защемленная нефть находится в отдельных порах, каналах или цепочках пор в виде изолированных капель. При ее вытеснении из гидрофильных сред имеет место не только поршневое вытеснение, но и опережающее движение воды по поверхности пор. Доотмыв нефти определяется только свойствами поверхности скелета и жидкости.
На макроуровне часть остаточной нефти содержится в слабодренируемых интервалах и зонах пласта, органически связана с его зональной и послойной неоднородностью. Другая часть нефти остается в зонах, промытых в процессе заводнения. Ее объем зависит от скорости фильтрации нагнетаемой воды.
Установлено, что вследствие струйного характера течения жидкости в коллекторе и его хаотичности в пласте реализуется режим «губки», при котором колебания порового давления приводят к выжиманию наиболее подвижной фазы из низкопроницаемых прослоев в высокопроницаемые. На поздней стадии разработки, когда высокопроницаемые прослои обводнены, нефть вытесняется из низкопроницаемых прослоев.
Кроме того, хотя в процессе длительной разработки и не происходит существенных изменений параметров добываемой нефти, тем не менее, свойства оставшейся в пласте нефти отличаются от показателей ранее добытой.
На поздних стадиях разработки довольно обычным явлением считается снижение текущих давлений и добычи жидкости, даже когда объемы нагнетания воды достаточно высоки. Темпы отборов нефти практически обратно пропорционально падают. При этом возможность извлечения остаточных запасов в формирующихся депрессиоиных зонах весьма проблематична вследствие снижения приемистости нагнетательных скважин в пределах упомянутых зон.
Уменьшение текущих давлений, в первую очередь, связано с выпадением асфальтосмолопарафиновых отложений. Причинами, провоцирующими это явление, могут служить:
– свободный таз дегазации, остающейся в пласте нефти, повышающий температуру кристаллизации парафина до пластовой;
– снижение пластовой температуры вследствие влияния закачиваемой холодной воды;
– окислительные процессы в нефти под действием кислорода нагнетаемой воды.
– Интенсивное снижение давления в зоне нагнетания в некоторый момент разработки вполне логично объяснимо. Закачиваемая вода смешивается с пластовой нефтью, что приводит к выделению из последней растворенного таза прежде всего в непосредственной близости от нагнетательных скважин. Далее по цепочке — выпадение асфальтосмолопарафиновых составляющих нефти, рост фильтрационных сопротивлений снижение эффективности заводнения, деформация пластовой системы нагнетания и отбора жидкости. Факт новообразований твердой фазы в пласте подтвержден глубинной пробой из скважины № 1655/85 Урьевского месторождения, практически полностью представленной твердыми углеводородами.
При этом имеет место еще и существенное загустевание дегазированной нефти, формирующейся в пределах депрессионных зон. Массы битума связывают массы нагнетаемой воды, снижая текущие давления и, увеличивая остаточную нефтенасыщенность и, соответственно, уменьшая добычу жидкости. Наличие асфальтосмолопарафиновых отложений, как и загустевание нефти вследствие дегазации усугубляет неньютоновский характер фильтрации жидких углеводородов. Существенный рост начального градиента сдвига пластовой нефти резко снижает гидродинамическую связь между отдельными участками залежи и скважинами.
Нагнетание больших объемов воды в залежи с трудноизвлекаемыми запасами, приуроченными к неоднородным коллекторам на поздней стадии разработки, не обеспечивает их эффективного вытеснения.
Интенсивное нагнетание в пласт рабочего агента обуславливает расчленение залежи на гидродинамически обособленные депрессионные зоны (целики) и ''перекачанные» участки. За счет опережающей фильтрации воды по части толщины пласта, «языкового» характера ее продвижения и упомянутых выше изменений пластовой нефти ее дебиты заметно снижаются. Формируются промываемые и застойные зоны.
Ограничение или прекращение нагнетания воды в пласты снижает текущие давления прежде всего в обводненных высокопроницаемых прослоях, поскольку углеводородные газы характеризуются меньшей растворимостью в воде, и она «разгружается» в первую очередь. Степень повышения энергетики целиков нефти будет тем выше, чем больше будет извлечено воды из пласта в начале заводнения. При этом снижение давления до давления насыщения нефти газом приведет к ее разгазированию и выдавливанию из зон, обойденных водой. Только в этом случае начнется процесс движения этой остаточной нефти к забоям добывающих скважин.
Обзор имеющейся литературы позволил выявить ряд основных мер по увеличению конечной нефтеотдачи залежей, приуроченных к неоднородным продуктивным отложениям;
– существенное ограничение нагнетания воды на поздней стадии разработки;
– уплотнение сетки добывающих скважин, применение нестационарного нефтеизвлечения, физико-химические методы увеличения нефтеотдачи, оптимизацию пластовых и забойных давлений с учетом изменения фильтрационно-емкостных свойств трещинных систем [6];
– гидродеформационную закачку сильных электролитов, дисперсных суспензий в растворах химически реагентов, целенаправленное использование физических явлений, таких как необратимая деформация коллектора, электроосмос, диффузионное перераспределение нефти и закачиваемых химических реагентов, резонансные воздействия и др. [7],
– «периодический режим дренирования должен обеспечивать вовлечение в процесс разработки слабо дренируемые запасы”;
– «возможность реализации вторичной добычи путем закачивания газа в нефтяной пласт с активным водонапорным режимом на. поздней стадии эксплуатации» [72].
Литература:
- Никонов А. И. Роль геодинамических пролцессов в формировании анизотропии физических свойств пород локальных поднятий // Геология, геофизика и разработки нефтяных и газовых месторождений.- Москва, 2006, № 12, 45–53 с.
- Авчан Г. М. Физические свойства осадочных пород при высоких давлениях и температурах. — Москва, Недра, 1972, 198 с.
- Кутыров Е. Ф., Сергиенко В. Н., Кутыров А. Г. О концепции разработки заводненных залежей нефти на поздных стадиях. // Нефтяное хозяйство. — Москва, 2002, № и8, 38–42с.
- Сантьяго Ривас-Гомес. Влияние геотермии порового пространства на нефте- игазоотдачу // Нефтегазовые технологии. — Москва 2001, № 1, 70–74 с.
- Черемисин Н. С., Сонич В. П., Батурирн Ю. Е., Медведов Н. Я. Физические основы повышения эффективности разработки гранулярных коллекторов // Нефтяное хозяйство. — Нефтепромысловое дело. — Москва, 2007, № 1, 4–9 с. осква,2002, № 8, 35–42 с.
- Круглов М. П., Ульмаскулов Л. Ф., Буторин О. И., Владимиров И. В. Сравнительный анализ выработки запасов нефти по терригенным и карбонатным коллекторам Тавельского месторождения // Нефтипромысловые дело. — Москва, 2004, № 7, 20–26 с.
- Ахметшин Р. А., Салихов М. М., Шамсутдинов Р. Д. и др. Влияние распределения начальной нефтенасыщенности пласта на динамику обводнения добываемой продукции скважин // Нефтепромысловые дело. — Москва, 2005, № 8, 36–39 с.
