CC BY
29
Вестник ДГТУ. Технические науки. №13, 2007 УДК 620
ИЗУЧЕНИЕ ДИНАМИКИ ОБРАЗОВАНИЯ ОСТАТОЧНЫХ ЦЕЛИКОВ НЕФТИ В ПЛОЩАДНЫХ СХЕМАХ РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН С ПОВТОРЯЮЩИМСЯ
ЭЛЕМЕНТОМ СЕТКИ СКВАЖИН
Т.М. Умариев
Дагестанский государственный технический университет, г. Махачкала
В структуре остаточных запасов нефти особое занимают целики, образование которых обусловлено неравномерностью дренирования залежи по площади. Образование последних, в отличие от других видов остаточных запасов, связано с факторами техногенного порядка, в данном случае с несовершенством самой технологии поддержания пластового давления, которая исключает возможность равномерного воздействия на все латеральные элементы пласта размерами порядка шага сетки скважин.
Таким образом, основной недостаток площадных схем размещения скважин с повторяющимся элементом сетки - это неравномерность дренирования, что сопряжено с образованием остаточных целиков. Размеры и форма остаточных целиков зависит от вида сетки скважин, количества нагнетательных и добывающих скважин расстояний между ними и т.д.
Проявление механизма неравномерности дренирования и остаточного площадного целикообразования, состоит в том что более интенсивно промываются участки пласта с большими градиентами давления. При неизменной во времени (стационарной) сетке скважин наибольшие потери нефти следует ожидать в виде целиков вытянутых между добывающими скважинами. В зависимости от схемы размещения скважин - прямая или обратная -положение остаточных целиков в пределах элементов разработки различно (рис. 1).
Указанное положение остаточных целиков нефти получило экспериментальное подтверждение в работах, которые были проведены ранее /1/.
- заводненная зона
- зона остаточного целикообразования
- нагнетательная скважина
- добывающая скважина
Задача решалась методом физического моделирования. Опыты проводились на плоской прямоугольной модели пласта размерами 600X350X5 мм с прозрачными стенками и четырьмя угловыми выводами для закачки или отбора флюидов. Набивкой модели служил стеклянный бисер. Пористость и проницаемость набивки составляли соответственно 41,5% и 375мкм2
Моделью нефти служил керосин, загущенный вакуумным маслом (72 % масла+28%, керосина в объемных долях). Вязкость и плотность нефти составляли соответственно 20 мПа-с и 790 кг/м3. В качестве вытесняющего агента использовалась дистиллированная вода вязкостью 1 мПа*с и плотностью 1000 кг/м .
Рисунок 1. Площадные схемы размещения скважин:
1-прямые, 2-обращенные а-четырехточечная, б-пятиточечная, в-семиточечная, г-девятиточечная
Модель пласта насыщалась нефтью и устанавливалась в горизонтальное положение. Эксперименты проводились по двухэтапной программе. В опытах на первом этапе в два угловых по диагонали вывода - скв. 1 и 4, которыми моделировались нагнетательные скважины, проводилась закачка воды, а через два других - скв. 2 и 3 - отбор- флюидов (рис.2). Плотность сетки скважин не изменялась, а отбор проводился при постоянных дебитах до достижения предельной обводненности 99% извлекаемой продукции. Отдельные опыты отличались начальной насыщенностью модели водой и значением градиента давления между нагнетательной и добывающей скважинами.
Характерная картина процесса представлена на рис.2. В ходе визуального наблюдения за вытеснением нефти водой подтвердилось представление о поведении контакта нефть -вода, известное из работы [2]. Первоначально граница раздела фаз по форме близка к круговой, но по мере удаления от нагнетательной скважины и приближения к добывающей имеет место ее более интенсивная деформация по линиям, соединяющим нагнетательные
скважины с добывающими. Скорость фильтрации на этих участках наибольшая. Непосредственно у добывающих скважин нагнетаемая вода образует узкие языки, которые оттесняют нефть от добывающих скважин, а между ними остается протяженный целик, выработка нефти из которого идет крайне медленно и при высокой обводненности добываемой продукции.
Рисунок 2. Распределение зон качественно различного насыщения на этапах вытеснения нефти на конец первого этапа (а) и после восстановления исходной системы разработки (б) на момент времени
Г : 1-1 мин 30 с, 2 - 4 мин, 3-42 мин, 4 - 27-мин, 5-40 мин, 6-51 мин, 7-55 мин, 5-60 мин, 9-65
мин; № 1-4 - номера скважин
Как видно из рис. 2, а, поперечный размер остаточного целика нефти значительно изменяется по линии, соединяющей добывающие скважины между собой. Максимальный размер целика наблюдается по центру указанной линии, где контакт нефть - вода сильна вытянут в сторону нагнетательных скважин. Кроме того, в отличие от картины, полученной в работе [2], остаточный целик несимметричен относительно указанной линии, что обусловлено неодинаковым расстоянием между нагнетательной и добывающей скважинами по разным линиям направления, которые в опыте составляли 60 и 35 см. Более интенсивно вырабатывается зона пласта, примыкающая к. области, где указанное, расстояние меньше. Неравномерное воздействие на нефтенасыщенную площадь ведет к снижению нефтеотдачи, так как извлечение нефти из формирующихся целиков возможно только при больших удельных расходах воды и в течение очень длительного срока. Изложенное подтверждается полученной' в опытах эмпирической зависимостью (рис. 3,а)
V IV = /(V V )
о.ст. м ^ V ж м /
где Уост. - объем остаточного целика, м3;
V, - поровый объем модели, м3;
¥ж - объем отобранной жидкости (нефть+вода), м .
Основной объем нефти вытесняется на начальной стадии заводнения. К моменту отбора флюидов в размере 0,5 порового объема модели пласта, последняя оказывается охваченной заводнением на 46%. Увеличение же объемов закачки и отбора от 0,5 до 3,5 порового объема модели пласта сопровождается увеличением охваченной заводнением зоны лишь на 22%. Оставшиеся 38% нефтенасыщенного порового объема модели пласта практически не вырабатываются, поскольку вода в указанную область не поступает.
Характер эволюции контакта нефть - вода, наблюдающийся в опытах, подтверждает
Вестник ДГТУ. Технические науки. №13, 2007 А-
Мн
известные представления с его неустойчивости при повышенных значениях //„ = —, где
Не
ин, и. — вязкости нефти и воды, ПА*с (в эксперименте эта величина равнялась 20). Вместе с
,Ч г в
тем в опытах с нулевой начальной водонасыщенностью было обнаружено, что вода, вытесняющая нефть, внедряется в нее в виде узких «струек».
(0
0,8
0,2
2
____^ I 1 1 1 1 1 1
}эяягп Зэтял 1 1 ( _ Ш^/пап
111 ||>|
V !,0
шш
йе -
г,О
¿о Кг/ч,
2
- А ^ 3
НзтаЯ- Шзтяг)
;* 1 | 1 1 . .
Ш
¿0
АО
Рисунок 3. Графики зависимости остаточных запасов и обводненности от объемов отобранной жидкости:
1—зависимость Уост1Ум = /(УЖУМ ): 2, 3-зависимость Ув!Уж = ./ (Уж К], ) соответственно
при стационарной сетке скважин, при нестационарной сетке скважин; а - перепад давления между скважинами -9500 Па; б — перепад давления между скважинами - 7000 Па
Формирующиеся при этом за фронтом вытеснения визуально наблюдаемые
3 2
микроцелики имеют характерные размеры порядка 10 мкм и относительно равномерно распределяются за фронтом вытеснения. При постановке ранних исследований подобные эффекты наблюдались при вытеснении газом [3]. По-видимому, механизм вязкостной неустойчивости имеет более сложную природу и потери нефти предопределяются как деформацией контакта «нефть-вода» вследствие непостоянства фильтрационно-емкостных свойств или различия скоростей фильтрации на отдельных участках, так и его микронеустойчивостью и формированием вследствие этого микроцеликов нефти.
Потери нефти, связанные с образованием микроцеликов нефти, в опытах были соизмеримы с потерями вследствие целикообразования между скважинами. Полученная в опытах динамика обводненности извлекаемой продукции представлена на рис. 3, а в виде
графика зависимости
V IV = {(V V ) е ж ^ V ж м /
где V - объем отобранной воды, м ; V / Уж - обводненность извлекаемой жидкости. Градиенты давления между добывающей и нагнетательной скважинами составляли в этих опытах: максимальный (между нагнетательной и ближайшей добывающей
скважинами) - 27,2 кПа/м и минимальный (между нагнетательной и дальней добывающей скважинами) - 15,8 кПа/м. Абсолютная величина перепада давления при указанных градиентах давления равнялась 9500 Па.
Поскольку механизм формирования остаточного целика нефти связан с распределением фильтрационных токов, соответствующих заданной сетке скважин, сложилось представление о возможности довыработки остаточного целика нефти путем ее изменения, т. е. осуществления нестационарного заводнения с изменением во времени конфигурации и плотности сетки скважин с тем, чтобы обеспечить максимальный охват дренируемой зоны заводнением.
Для проверки осуществимости этого предположения на втором этапе эксперимента были проведены опыты, результаты которых изложены ниже.
Опыты второго этапа проводили в три стадии. Первоначально закачивали воду в модель пласта через скв. 1 и 4 и о осуществляли отбор флюидов через добывающие скв. 2 и -3, как и в предыдущих опытах. Отбор через скв. 2 и 3 проводили до подхода к ним языков воды. Далее, однако, в отличие от предыдущих опытов программа вытеснения была изменена. На втором этапе разработки моделировали уменьшение плотности сетки скважин, для чего одну из нагнетательных скважин (скв. 1) переводили на отбор флюидов, через другую (скв. 4) продолжалась закачка воды, а через остальные скважины (скв. 2 и 3) отбор прекращался. При повторном нарастании обводненности извлекаемой продукции восстанавливалась исходная система разработки и начинался, третий, завершающий этап программы вытеснения. В опытах с перепадом давления между, добывающей и нагнетательной, скважинами 9500 Па переход от первого этапа ко второму осуществлялся -при 85%-й обводненности, извлекаемой продукции, а от второго к третьему - при обводненности 88%.
Нефтеотдача в конце первого этапа вытеснения нефти водой составила 30%. Особенностью фильтрационной картины на втором этапе являлось формирование из остаточного целика вала нефти, который проталкивался от скв. 4 в сторону скв. 1. Визуально наблюдался передний фронт вала, который имел четко выраженную форму. С его перемещением имеем место консолидация с нефтяным валом рассеянных микроцеликов нефти. Одновременно за вторым контактом нефть - вода, который был размыт, формировались новые микроцелики нефти. С течением времени в продукции скв. 1 доля нефти увеличивалась. Динамика вытеснения нефти на втором этапе и соответствующая концу второго этапа картина распределения зон качественно различного насыщения доказаны на рис.2. б. Дополнительная нефтеотдача- за второй этап составила 9 %. Несмотря на то что остаточный слой к концу второго этапа в основном, вымывается из пласта, тем не менее значительная его часть остается в виде двух протяженных целиков, вытеснение нефти из которых вследствие их малой подвижности крайне затруднено. Восстановление исходной сетки скважин на третьем этапе не обеспечило вовлечение указанных целиков в активную разработку ввиду того что нагнетаемая вода фильтровалась, огибая целики нефти через ранее промытые участки пласта. Тем не менее дополнительный прирост нефтеотдачи составил 1 %.
Таким образом, конечный коэффициент извлечения нефти при разработке по, трехэтапной программе составил 0,4 против 0,3 при неизменной сетке скважин. В преимуще -стве первого технологического приема можно убедиться также и при сравнении графиков
зависимости Ув/Уж= /(УЖУМ ) .
Как видно из рис. 3 а, в период второго и третьего этапов с измененной схемой размещения скважин наблюдается стабилизация и даже некоторое уменьшение обводненности извлекаемой из них продукции.
Показатели разработки для опытов с перепадом давления между добывающей и нагнетательной скважинами 7000 Па представлены на рис.3, б. В этих опытах переход к системе разработки с меньшей плотностью скважин и возвращение к исходной схеме и;
размещения осуществлялись при обводненности извлекаемой продукции соответственно 65 и 66%. В отличие от предыдущей ситуации стабилизировать обводненность не удалось однако темпы нарастания обводненности уменьшились значительно.
Полученные в опытах эмпирические зависимости позволяют сделать вывод о том, что пассивные зоны могут быть вовлечены в процесс разработки заводнением с нестационарной схемой размещения скважин, предусматривающей возможность оперативного изменения режимов работы скважин.
Вариант повышения эффективности площадных схем по которому в работе /1/ получена приведенная выше экспериментальная наработка, является одним из возможных приемов циклического воздействия на пласт. Несмотря на увеличение показателей разработки, указанный вариант не может считаться самым эффективным.
По мнению автора настоящей статьи более эффективной следует считать технологию, сущность которой изложена далее (рис.4).
Рисунок 4. Технология повышения эффективности площадных схем размещения скважин.
О
д
А
- добывающая скважина
- нагнетательная скважина
- добывающая скважина переведенная под нагнетание воды
- промысловая часть пласта - остаточная нефть
Существо технологии состоит в следующем. Первоначально разработку производят по стандартной технологии с прямой пятиточечной схемой размещения скважин (рис. 4а). С появлением воды в добывающей скважине пятиточечного элемента первый этап разработки элемента считается законченным. При этом между добывающей скважиной данного элемента разработки и добывающими скважинами соседних пятиточечных элементов также известно остаются вытянутыми между ними целики неизвлеченной нефти (рис. 4а). На втором этапе разработки добывающие скважины соседних пятиточечных элементов переводят под нагнетание воды, тем самым площадь элемента разработки увеличивается, а элемент разработки из пятиточечного трансформируется в девятиточечный (рис. 4б). В результате нефть остаточных целиков вытесняется вдоль длинных сторон, а продолжающаяся закачка воды через боковые скважины, которые и были нагнетательными в пятиточечном элементе, позволяет удерживать нефть от ее «размазывания» за пределы целика в ранее заводненную зону.
Указанная особенность и составляет преимущество описанной технологии по сравнению с известной из /1/. В известной ранее технологии вытеснение нефти осуществляется через ранее водонасыщенную зону, где фазовая проницаемость для нее ниже. Соответственно, дебит по нефти ниже, чем в случае вытеснения нефти вдоль целика как это предлагается в настоящей работе.
Другое преимущество, предлагаемой для промышленного внедрения технологии состоит в повышении коэффициента охвата, что становится очевидным, если вернуться к описанию известного из работы /1/ приема (рис.2б). Как видно из последнего остаточный целик нефти между добывающими скважинами №2 и №3, при последующем его вытеснении закачкой воды через скважину №4, распадается на два остаточных целика по меньше. При этом, несмотря на то, что остаточный целик удается вовлечь в разработку, коэффициент охвата существенно ниже, чем в технологии, которая предлагается в настоящей работе. Кроме того, при внедрении вытесняемой нефти в ранее водонасыщенную зону, что и происходит при реализации известного из /1/ приема, коэффициент извлечения нефти окажется ниже из-за гистерезиса фазовых проницаемостей. И наконец в известном приеме до достижения валлом нефти из целика добывающей скважины, последняя будет работать на воду. В описанном же способе в добывающие скважины с самого начала второго этапа разработки поступает нефть.
Таким образом, преимущества описанного в настоящей работе и предлагаемого внедрению в натурных условиях приема очевидны. Что касается конкретных количественных оценок необходимо отметить что, вопрос потребует экспериментальной наработки. Потребуется также инспекционный анализ уравнений и граничных условий описывающих двух фазовое движение флюидов в указанных условиях с целью выявления параметров, определяющих основные характеристики процесса.
Библиографический список:
1. Умариев Т.М. Исследование структуры пластовых потерь нефти в пассивных зонах// Нефтяная и газовая промышленность, серия: Геология, Геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1992. - Вып. 2. - М., 4с.
2. Максимов М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. - М: Недра, 1981.-С.73-75.
3. Механизм газоводяной репрессии при эксплуатации обводненных продуктивных пластов. Сб. науч. тр./Физическое и математическое моделирование механизмов нефтегазоотдачи./ Липовицкая И.П., Киселенко Б.В.- М.: Недра, 1981. - с 73-75.
