CC BY
25
МЕЛИОРАЦИЯ И ГИДРОТЕХНИЧЕСКИЕ СООРУЖЕНИЯ
Т.М. Умариев
ВЛИЯНИЕ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПОРИСТОЙ СРЕДЫ И НАСЫЩАЮЩИХ ФЛЮИДОВ НА ПОТЕРИ НЕФТИ В ПРИКРОВЕЛЬНОМ ЦЕЛИКЕ
T.M. Umariev
THE INFLUENCE OF PHYSICO-CHEMICAL PROPERTIES OF A POROUS MEDIUM AND SATURATING FLUIDS TO THE OIL LOSSES IN STOOP
В статье рассматривается важная в научном и практическом отношениях задача вовлечения в разработку прикровельных слоев нефти, которые отно- сят к остаточным запасам нефти в залежах прошедших стадию промышлен- ной разработки. Разработка таких запасов происходит крайне медленно и при высокой обводненности добываемой продукции. Приводятся новые технологические приемы воздействия на пласт, адекватные исходным гелогофизическим условиям и изменяющейся в процессе разработки залежей техногеннной обстановке. Разработаны способы доизвлечения сформировавшихся остаточных запасов и способы профилактики их образования .
Ключевые слова: прикровельный остаточный слой, естественный фактор, техногенный фактор, нефтяная залежь, интервал вскрытия, ухудшение фильтрационно-емкостных свойств, прикровельная часть пласта, приподошвенная часть пласта , гравитационная сегрегация.
In article is considered important in the scientific and practical relations of the task involved in developing layers of oil, which belong to inflict residual oil reserves in deposits passed the stage of industrial - term development. The development of such stocks is happening very slowly and with a high water encroachment of the product. Are new technological procedures of the formation, an adequate source conditions and changing in the process of development of deposits of environment. We have developed ways of reextracting formed the residual reserves and ways ofprevention of their formation.
Key words: residual layer, the natural factor, technogenic factor, the oil reservoir interval autopsy, the deterioration of filtration-capacitive properties, part of the reservoir, part of the reservoir, the gravitational segregation.
Остаточные запасы нефти по многим нефтяным залежам сосредоточены в их прикровельных частях. Механизм образования прикровельного остаточного слоя(ПОС) нефти связан с гравитационным расслоением нефти и воды при за-воднении залежи пластового типа и более интенсивным вытеснением нефти из ее приподошвенной части. В прикровельной части при этом формируется целик нефти, выработка которого происходит крайне медленно и при высокой об водненности добываемой продукции /1/.
Довыработка остаточных целиков возможна за счет газовой репрессии на пласт и специального регулирования темпов закачки-отбора и положения ин-тервалов вскрытия на линиях закачки и отбора /2/.
Выделение механизма образования прикровельного остаточного слоя нефти в условиях ухудшения фильтрационо-емкостных к кровле пласта и разработ ка возможных технологических приемов для его профилактики или доизвлече-ния в настоящей работе обусловлено тем, что подобная ситуация является не единичной, а скорее типичной и связана с особенностями формирования угле водородных залежей.
В известных опытах изучена динамика формирования ПОС для случая однородного пласта /1,2/. Тем не менее в приведенном в этих работах анализе опыта разработки месторождений Урало-Поволжья было установлено, что помимо гравитационного фактора, который является одной из причин пластовых потерь нефти и влияние, которого на интенсивность остаточного целикообразования изучено довольно подробно, второй причиной формирования ПОС является ухудшение фильтрационно - емкостных свойств в прикровельной части продуктивного разреза. Поэтому указанная особенность геологического строения углеводородных залежей рассматривается в настоящей работе отдельно в связи с ее особым значением в нефтепромысловой практике для оценки добывных возможностей по скважинам.
Слоистая неоднородность пласта с положением низкопроницаемого пропластка в верхней прикровельной части, рассмотренная в ранних работах /3/, отлична от рассматриваемой в данной работе ситуации с ухудшением фильтрационно-емкостных свойств к прикровельной части пласта, поскольку ухудшение фильтрационно-емкостных свойств предпологает их непрерывное изменение. В случае же слоистой неоднородности отдельные пропластки имеют и различные фильтрационно-емкостные свойства .
В ранних работах установлено, что нефть из прикровельных остаточных слоев практически не вырабатывается, поскольку локализовать воздействие на пласт интервалом вскрытого разреза крайне затруднительно. Механизм образования и пластовые потери нефти в прикровельном остаточном слое из-за субвертикального движения ВНК ранее изучен довольно детально. В частности, установлено, что пластовые потери нефти могут быть снижены путем увеличения депрессий в добывающих скважинах до величин, обеспечиваю-щих подавление гравитационных сил. Однако указанный технологический прием может оказаться малоэффективным в условиях ухудшенных фильтрционно-емкостных свойств в прикровельной части продуктивного разреза, поскольку нагнетаемая по всему разрезу вода прорывается к интервалу отбора по более проницаемой подошвенной части и после обводнения интервала вскрытия на линии отбора повышенная часть пласта может остаться не охваченной заводнением. Очевидно, что в таких условиях более эффективным может ока-заться уменьшение интервалов вскрытия на линиях нагнетания и отбора и их локализация в низкопроницаемой прикровельной части разреза.
Для проверки этого предположения были поставлены опыты по следующей программе. Задачу решали методом физического моделирования, (рис.1).
Рис. 1. Схема эксперимента 1- модель пласта; 2- моностат; 3- сепаратор; 4 - вывод к вакуумному насосу; I, II - интервалы разреза различной проницаемости
Вестник Дагестанского государственного технического университета. Технические науки. № 22, 2011.
А-
В опытах использовали профильные физические модели пласта с размерами полостей 600 х 350 х 5 мм и 600 х 350 х 3 мм . Набивками модели 2 служили насыпные пористые среды : стеклянный бисер проницаемостью 37,5 мкм2, кварцевый песок проницаемостью 1,1 мкм2 и кварцевый песок прони-цаемостью 3,7 мкм2с добавкой маршаллита массовой долей 5%. Моделью нефти служил очищенный керосин вязкостью 1,5мПас и плотностью 0,81г/см3.
В качестве рабочего агента для закачки в модель пласта использовали дистиллированную воду плотностью 1 г/см3 и вязкостью 1мПас. Ухудшение коллек- торских свойств в прикровельной части моделировали набивкой модели в вер-хней половине пористой средой меньшей проницаемости .
Выполнение условия подобия геометрии пласта , т.е. h/1= idem в лабораторных условиях создает неудобства. Однако в соответствии с /1-3/ при постановке эксперимента, с целью качественной оценки реализуемости (полезности) той или иной технологической операции точное соблюдение указанного ус ловия не обязательно и искажение h/l не приводит к изменению интенсивных характеристик процесса и его основных физических закономерностей.
С учетом изложенного, по численным значениям критериев подобия модельные условия примерно соответствовали натурному объекту со следующи- ми параметрами :
цн = 1,5 мПас , цв = 1 мПас , h = 20 м , l = 250 м , ДР= 2,0 МПа , k= 0,1 мкм2 , m = 30 %
В опытах регулировали соотношение проницаемостей верхней и нижней половин пласта, величины интервалов закачки и отбора и перепад давления между ними. Методика проведении опытов состояла в следующем. Модель насыщали нефтью и устанавливали на ребро горизонтальное положение. Далее в одну из торцевых частей модели пласта нагнетали воду, а из другой отбирали флюиды в сепаратор, где замеряли отобранные количества нефти и воды. Рассматрива-ли следующие варианты по величинам интервалов закачки и отбора :
1) закачка и отбор по всему продуктивному разрезу :
Ьн/ h = 1 , Ьд/ h = 1 , k1 / k2 = 1:1 , ДР/ Ду*1 = 25 .
2) закачка по всему продуктивному разрезу и отбор из его низкопроницае-
мой части : Ьн/ h = 1 , Ьд/ h = 0,5 , k1 / k2 = 1:3 , ДР/ Ду*1 = 25 .
3) закачка и отбор флюидов через низкопроницаемую часть разреза :
Ьн/ h = Ьд/ h = 0,5 , k1 / k2 = 1:30 , ДР/ Ду*1 = 8
Результаты опытов представлены на рис. 2 - 4.
Полученные данные позволили установить, что ухудшенные фильтрационно-емкостные свойства продуктивного разреза в его прикровельной части усиливают дополнительно к механизму гравитационной сегрегации нефти и воды тенденцию к образова- нию прировельного остаточного слоя нефти и, соответственно, к увеличению потерь нефти, связанных с неравномерностью дренирования и промывки про- дуктивной толщи по вертикали .
Фильтрационная картина при закачке и отборе флюидов по всему раз - резу подтверждает предположение о том, что в условиях закачки и отбора по всему разрезу отмечается более интенсивный охват заводнением пони-женной части. Сосредоточение нагнетательного и добывающего интервалов в повышенной части пласта существенно изменяет динамику охвата завод-нением.Отличие проявляется в том, что на начальных этапах заводнения до поступления воды в подошвенную высокопроницаемую зону разреза более интенсивно вырабатывается его низкопроницаемая прикровельная часть. В дальнейшем интенсивность заводнения подошвенной части возрастает и становится выше, чем в прикровельной зоне(рис.2). К моменту полного за воднения нижней
80
половины пласта интенсивность выработки прикровель- ной части в которой еще остается значительный целик нефти, вновь начи-нает увеличиваться.
Указанная динамика охраняется и при к1 / к2 = 1:30. Однако при этом наблюдаются так же значительные отличия в характере деформации контакта «нефть-вода» в прослоях различной проницаемости. В частности , при Ьн/ И = Ьд/ И = 0,5 более интенсивно проявляются гравитационные си-лы в нижней половине разреза по сравнению с верхней. В результате в по-вышенной части развивается субгоризонтальный фронт вытеснении нефти водой, в то время как выработка нижней половины пласта происходит в ус - ловиях субвертикального вытеснения нефти водой. Данная динамика деформации контакта «нефть-вода» сохраняется для градиентов давления между интервалами закачки и отбора, превышающих градиенты давления, обусловленные гравитационными силами. В обратном случае в структуре пластовых потерь нефти выделяется и начинает расти с уменьшением ДР/Ду*1 протяженный целик, приуроченный к подошве низкопроницаемой части продуктивного разреза( вариант 3 ).
4,0
08
06
он
-- <и -X -д Чз ---о
/ / /® у (Г -Л
/ у® У У У 7 / / / Ж
/ / у > х" У У ® / з / / /
/ ® ! 4 у вг
о
02
О А
06
о.ь
10.
Ч/об</н ас/\/м
Рис.2. Зависимости Он /Ож = ДОж/Ум) (I ) и Ун / (0,5* Ум ) = Г(Ув / (0,5* Ум )( I I) при к1 / к2 = 1:3 и ДР/ Ду*1 = 25 : 1- Ьн/ И = Ьд/ И = 0,5 ; 2 - Ьн/ И = 1, Ьд/ И = 0,5 ;
3 - Ьн/ И = Ьд/ И = 1 .
Наблюдаемая неодинаковая интенсивность выработки разнопроницаемых частей пласта от толщины и положения интервалов закачки и отбора подтверждается эмпирическими зависимостями Ун / 0,5* Ум =Г (Ув /0,5*Ум ) и Он /Ож =Г(Ож/Ум), полученными в опытах для различных Ьн/ И и Ьд/ И , где Ун , Ув и Ум - объемы
А-
заводненных, соответственно, низко- и высокопроницаемых частей пласта и модели
пласта,м3, Qн и Qж - объемы отобранной, сответственно, нефти и жид кости , м3. В частности, сравнение зависимостей на рис.2, полученных при к1 / к2=1:3 и АР/ Ау*1 = 25, показывает, что наиболее равномерный фронт вытеснения по вертикали обеспечивается при размещении интервалов закачки и отбора в низкопроницаемой части.
Несколько хуже вариант с закачкой по всему разрезу и отбором из его низкопроницаемой части ( Ьн/ И = 1, Ьд/ И = 0,5 ).И наконец, самые худшие показатели отмечаются при закачке и отборе флюидов по всему продуктивному разрезу. В отличие от указанной ситуации зависимости Ун / 0,5* Ум=(Ув / 0,5*Ум ), полученные при к1 /к2 = 1:30, свидетельствуют, что для высоких отношений проницаемостей верх- ней и нижней половин пласта варианты, различающиеся толщиной и поло-жением интервалов отбора при закачке по всему разрезу, равноценны, т.е. закачиваемая вода прорывается к интервалу отбора по пониженной части пласта, а повышенная низкопроницаемая часть остается не охваченной за-воднением .
(Уб-Ун)/о;5Уб -Г
0,4
Рис.3 .Зависимости (У в - Ун) / 0,5 * Ум = { ( Qж / Ум ) АР/ Ау*1 = 25 и Ьн/ И = Ьд/ И = 0,5; 1 , 2 , 3 - к1 / к2 = 1:30 , 1:3 и 1:1 .
Сопоставление зависимостей на рис.3,полученных для Ьн/ И = Ьд/ И = 0,5 при к1 / к2 равно 1:30 и 1:3, позволяет сделать вывод о возрастании эффективности приема с размещением интервалов закачки и отбора в низкопроницаемой части с уменьшением к1 / к2. Зависимость не монотонна, т.е. равномерность охвата пласта заводнением повышается до тех пор, пока коэффициент охвата нижней половины пласта увеличивается, оставаясь меньше коэффициента охвата верхней половины. С момента
выравнивания коэффициентов охвата по прослоям различной проницаемости, дальнейшее уменьшение к1 / к2 ухудшает показатели разработки. Это видно из сопоставления коэффициентов охвата верхней и нижней половин пласта при к 1/к2=1 ( см. рис. 3, зависимость 3). Неравномерность продвижения фронта вытеснения в целом по разрезу при к1 / к2 = 1 и Ьн/ И = Ьд/ И = 0,5 обусловлена более интенсивной выработкой его при кровельной части. При к1/к2 = 1 варианты Ьн/ И= Ьд/ И= 0,5 и Ьн/ И =1, Ьд/ И = 0,5 равноценны. В первом случае более интенсивно вырабатывается верхняя низкопроницаемая половина пласта, а во втором - из-за более интенсивного проявления механизма гравитационной сегрегации нефти и воды - нижняя.
'>0
08
>
Ун/0,5 Ун
06
У
04
02
>
< р >-
Ло
у
0
оо.
04
0.6
0,6 Ув/0,5\/м
Рис.4. Зависимости Ун / 0,5 Ум = { ( Ув / 0,5 Ум ) при к1 / к2 = 1:30 и Ьн/ И = Ьд/ И = 0,5 ; 1, 2, 3, 4- АР/ Ду*1 = 25 , 17 , 8 и 4 .
Влияние ДР/Ду*1 выражается следующим образом(см. рис. 4). С уменьшением ДР/Ду*1 охват заводнением верхней половины пласта возрастает, а показатели разработки улучшаются до известного предела, поскольку одновременно возникают и нарастают потери нефти, связанные с неполной вы работкой пласта в нижней половине, в зоне, которая примыкает к границе раздела разнопроницаемых прослоев . Потери нефти, связанные с визуально наблюдаемым целикообразованием, отмечаются на рис. 4 уменьшением конечного коэффициента охвата заводнением нижней половины пласта в области меньших ДР/Ду*1 .
Обобщая вышеприведенные результаты опытов по физическому мо-делированию механизма пластовых потерь нефти из-за прикровельного ос-таточного целикобразования можно отметить следующее:
