Гідродинамічні розрахунки основних технологічних показників розробки 4 страница

Потім обчислюють час, який відповідає кожному положенню контура нафтоносності, за дебітами свердловин обох рядів. Знаючи дебіт свердловин другого ряду як функцію часу, порівнюють його з дебітом свердловин другого ряду, розрахованим на режимі розчиненого газу. Доки дебіт, що розрахований на режимі розчиненого газу, буде більшим, ніж відповідний дебіт, визначений за розрахунками спільної роботи двох рядів на напірному ре­жимі, вважають, що другий ряд працює на режимі розчиненого газу.

Перехід третього ряду на напірний режим проводять аналогічно з урахуванням інтерференції трьох перших рядів, які працюють одночасно. Аналогічно визначають час пе­реходу на напірний режим решти рядів. Коли в перших рядах є окремі зони розгазування довкола свердловин, а в решті рядів ці зони зливаються в одну, розрахунки проводять таким чином: вважають, що напірний режим з першого моменту існує тільки в цих рядах, де ок­ремі області розгазування не зливаються. Дебіти свердловин решти рядів обчислюють для

режиму розчиненого газу. Перехід рядів на напірний режим шукають так, як і в попереднь­ому випадку.

Коли задані дебіти, розрахунки проводять у такому порядку. За системою рівнянь (6.50) та (6.51) або (6.52) та (6.53) визначають величини За формулою (6.54)

знаходять радіус зони розгазування. Для визначення вибійних тисків користуються форму­лою

Для даного випадку коефіцієнти

де - деяка величина тиску, яка помітно відрізняється від

Коли відома за промисловими даними — як функція зниження вибійного тиску, визначається за залежністю (6.47) або. (6.48):

Час розробки шукають такими способами. Коли воронки розгазування не зливаються, час розробки виявляють так, як і при жорсткому водонапірному режимі - за допомогою дебітів, що визначені із системи рівнянь (6.50), (6.51) або (6.52), (6.53).

Коли зони розгазування зливаються, час розробки обчислюють так, як і тоді, коли за­дані вибійні тиски. Якщо в перших рядах свердловин спостерігаються окремі воронки розга­зування, а в наступних рядах - суцільна зона розгазування, час шукають таким чином.

Перший етап часу до переходу п + 1 ряду на напірний режим розраховують за форму­лами дебітів п перших рядів, визначених за допомогою системи рівнянь (6.50), (6.51) або (6.52), (6.53).

Наступні проміжки часу визначають за допомогою термінів переходу решти рядів на напірний режим і часу обводнення рядів, до яких підходить водонафтовий контакт. Сума­рний час визначається шляхом додавання часу всіх періодів.

6.4. Методи підтримання пластового тиску для підвищення нафтовіддачі пластів

У процесі розвитку заводнення нафтових покладів склались різноманітні принципи впровадження того або іншого методу. До основних положень заводнення нафтових по­кладів належать час початку впровадження процесу, система розташування свердловин; щільність сітки свердловин, система заводнення, технологія заводнення, відключення свер­дловин з експлуатації, темпи розробки, нафтовіддача пластів, розробка водонафтових зон, проблеми розробки багатопластових родовищ, область застосування заводнення та інших методів підтримання пластового тиску.

Сучасні принципи та критерії, а також умови розробки нафтових родовищ світу наве­дені в табл. 6.2.

Таблиця 6.2

Показник	Сприятливі властивості	Несприятливі властивості
Глибина покладу	Без обмежень	_
Товщина пласта, м	3 - 25 та більше	Менше 2
Нахил пласта, град	1,5-5	Понад 5*
Проникність, мкм2	Більше 0,2 -0,15	Менше 0,025*
Тип колектора	Крупнопоровий, порово-кавернозний	Тріщинний
Склад порід	Пісковики, вапняки	Алевроліти, доломіти
Змочуваність порід	Гідрофільність	Гідрофобність
Тип покладу	Чисто нафтовий, нафтога­зовий, водонафтовий	Нафтові облямівки малої товщини
Будова пласта	Монолітна	Лінзовидна
Пластовий тиск	Гідростатичний	Аномально високий та низький
Нафтонасиченість, %	Понад 70	Менше 50
Температура покладу, °С	Понад 50	Менше 20
В'язкість нафти, мПа • с	Менше 5	Понад 25
Розкриття пластів	Низький протитиск, розчи­ни на нафтовій основі	Високий протитиск стовпа розчину, висока водовід­дача його
Система заводнення	Блокова, рядна, площо ва	Законтурна, осьова
Число рядів	1 -5	7 - 9 і більше
Щільність сітки свердло­вин га/св	16-64	Понад 65 - 80
Тиск закачки, МПа	10-20	Вище гірничого на вибої свердловини
Режим закачки	Циклічний, зміна напрям-­ків фільтраційних потоків	Стабільний
Пластовий тиск в зоні відборів	Рівний тиску насиченння, на 10 - 20 % нижче	Сильне розгазування наф­ти у пласті,

*На нафтових родовищах Передкарпаття заводнення успішно застосовується при кутах нахилу пластів 10 - 20 ° та проникностях пластів менше 0.025 мкм².

Як показують теоретичні та лабораторні дослідження, а також досвід розробки нафто­вих родовищ у світі, вважається доцільним допускати часткове розгазування нафти в пла­стах до рівня граничної газонасиченості (не більше 10 -15% від об'єму пор) при зниженні пластового тиску на 10 -20% нижче тиску насичення нафти газом. Для родовищ Передкар­паття дослідниками рекомендовано зниження пластового тиску до 0,7-0,8 від тиску наси­чення.

До основних критеріїв застосування методів заводнення нафтових родовищ має пряме відношення характеристика в'язкості нафти. Так, при в'язкості нафти від 25-30 до 50-60 мПа • с вода, що закачується, повинна оброблятися загущувачами та

іншими хімреагентами, які знижують співвідношення в'язкостей нафти і води до величини не більше 25-30. При в'язкості понад 60 -70 мПа-с застосування заводнення недоцільне і розробка покладів по­винна здійснюватись із застосуванням інших методів підвищення нафтовіддачі пластів (теп­лові методи).

З метою забезпечення високих темпів розробки покладів нафти, підвищення наф­товіддачі пластів на основних родовищах світу проводиться широка гама методів підтримання пластового тиску (ППТ). Серед головних способів штучного впливу на по­клади нафти найбільше поширення отримали методи заводнення, рідше газова і водога-зова репресії. Досить широко використовується закачка теплоносіїв - перегрітої пари та гарячої води.

Система заводнення нафтових покладів. Головним методом впливу на поклади нафти з метою ППТ для підвищення нафтовіддачі пластів є процес заводнення.

На початкових стадіях впровадження заводнення на багатьох родовищах нагнітальні свердловини розташовувалися за зовнішнім контуром нафтоносності (рис.б.Ю.а). Але досвід розробки багатьох родовищ при заводненні пластів виявив і серйозні недоліки цього методу.

У зв'язку з низькими колекторськими властивостями в законтурних і приконтурних зо­нах та підвищеною в'язкістю нафти в останніх приймальність нагнітальних свердловин на­багато нижча ніж у свердловинах, які розташовані у склепінних частинах складок. Більше того, на великих за розмірами родовищах застосування законтурного заводнення слабо або зовсім не впливало на центральні частини покладів, що негативно позначалось на темпах їхньої розробки, де відбори нафти становили до 2,5% в рік від початкових видобувних за­пасів.

Крім цього, при законтурному заводненні мали місце значні відтоки води за контур нафтоносності (40-70% від об'ємів закачування). Принципи законтурного заводнення - ба-гатоетапність розробки, перенос лінії нагнітання, вилучення з експлуатації малообводнених свердловин - не отримали широкого розповсюдження.

Тому на менших за розмірами родовищах почали застосовувати приконтурне заводнен­ня. У цьому випадку нагнітальні свердловини розташовуються в безпосередній близькості до зовнішнього контура нафтоносності або між зовнішнім та внутрішнім контурами (рис.6.10.6).

Приконтурне заводнення застосовується для розробки невеликих покладів шириною не більше 4-5 км при відносно витриманих пластах, високій їх проникності та низькій в'язкості нафти.

При осьовому закачуванні води нагнітальні свердловини розташовуються вздовж довгої осі структури (рис.6.10,в). Таке склепінчасте розрізання застосовується при ширині по­кладів понад 4-5 км. Воно досить часто поєднується із законтурним заводненням.

Досвід розробки родовищ Західного Сибіру із застосуванням осьового розрізання свідчить про те, що така система заводнення має ряд серйозних недоліків.

На Усть-Баликському родовищі центральний нагнітальний ряд розташований у склепінній частині структури в зоні максимальних нафтонасичених товщин. Видобувні ря­ди зміщені до приконтурної зони. З цієї причини відбір нафти здійснюється з менш продук­тивних частин покладів, а розробка пов'язана з значним обводненням продукції. Тому в та­ких випадках поперечне розрізання покладу на блоки більш ефективне, бо має переваги порівняно з осьовим закачуванням води у класичному його виконанні.

Площове заводнення особливо ефективно застосовувати при розробці низькопроникних та сильнопереривчастих пластів.

Рис.6.10. Системи розробок покладів нафти при заводненнях:

а - закотурному; 6- приконтурному; в - склепінному; г - площовому; д - внутрішньо-контурному; е - блоковому

Площові системи заводнення є різні за розташуванням видобувних та нагнітальних свердловин, наприклад такі, як показано на рис.6.10.г. Вони приблизно у два рази більш інтенсивні, ніж п'ятирядні системи.

Осередково-вибіркова система заводнення призначена для розробки родовищ з високою неоднорідністю та переривністю продуктивних пластів. Для закачування води, тобто ство­рення осередків заводнення, вибираються свердловини із раніше пробурених видобувних, відповідно з прийнятою системою їх розташування та необхідністю інтенсифікації розробки окремих ділянок.

Як показали дослідження "Гипровостокнефти", застосування вибіркової системи завод­нення з початку розробки покладів на практиці може дати незначний ефект. Ця система впливу на пласти рекомендується до впровадження та застосування на більш пізній стадії розробки.

Справа полягає в тому, що при розробці кожного родовища необхідно вести (і при тому постійно) детальний аналіз та вивчення виробітку запасів нафти окремих ділянок покладів і тільки в цьому випадку можна своєчасно рекомендувати та проводити осередково-вибіркове заводнення. На багатьох покладах родовищ України цей спосіб застосовується і впроваджується всюди на пізніх стадіях розробки окремих ділянок.

Внутрішньоконтурне заводнення застосовується на великих за розмірами у площовому відношенні родовищах. Розвитком законтурного заводнення було ство-рення внутрішньоконтурного заводнення. У цьому випадку родовище "розрізаєть-ся" рядами нагнітальних свердловин на окремі смуги, блоки або площі. Кожний такий геометричний елемент розробляється самостійно за допомогою витиснення нафти водою шляхом закачки в нагнітальні свердловини, які розташовуються за спеціальними схемами в нафтових части­нах великих покладів (рис.6.10.д).

У блокових системах внутрішньоконтурного заводнення для звичайних нафтових по­кладів (рис.6.10,є) останні розрізаються на блоки оптимальних розмірів, які виключають консервацію запасів нафти у внутрішніх зонах та дають змогу розробляти поклади одно-етапно, без переносу фронту закачування води. Чим менші розміри блоків та число рядів видобувних свердловин, тим вища інтенсивність системи розробки нафтового покладу.

Порівняно із законтурним заводненням, блокові системи дозволяють у 2-3 рази збільшити темпи видобутку нафти, знизити витрати закачуваної води за рахунок втрат її в законтурну зону, прискорити введення родовища в активну розробку, зменшити територію промислу, яка підлягає облаштуванню.

Досвід розробки нафтових родовищ показує, що блокові системи доцільно застосовува­ти при ширині покладів понад 4-5 км, а також при меншій їх ширині, якщо поклади харак­теризуються низькою проникністю колекторів, різкою неоднорідністю продуктивних пластів, підвищеною в'язкістю нафти або різким погіршенням умов фільтрації на межах по­кладу.

Особливості розробки нафтогазових покладів. Складність заводнення нафтогазових покладів полягає в тому, що у зв'язку з високою рухомістю газу, останній проривається з га­зової шапки до вибоїв свердловин у нафтовій частині, після чого видобувні свердловини не виконують свого головного завдання—відбору нафти.

Для нафтогазових родовищ при розробці нафтових частин виникають аналогічні про­блеми, що і для чисто нафтових - високі темпи відборів нафти, підвищення нафтовіддачі пластів, досягнення високої економічної ефективності.

Тому у практику розробки нафтогазових родовищ впроваджуються методи заводнення. Найбільш розповсюдженим тут можна вважати звичайне законтурне заводнення, бар'єрне заводнення (відокремлення нафтової частини покладу від газової шляхом закачування води на межі зовнішнього газонафтового контура), а також поєднання бар'єрного заводнення із контурним.

Практика розробки нафтогазових та нафтогазоконденсатних родовищ поставила перед нафтовиками дві специфічні проблеми.

Перша з них відповідає тим випадкам, коли нафтова частина родовища є вузькою сму­гою. На такій облямівці недоцільно бурити більше одного видобувного ряду свердловин. У випадку активної законтурної області видобувні свердловий відносно швидко обводнюються. При відсутності активних контурних вод та бар'єрного заводнення у процесі розробки наф­тового покладу газові фактори видобувних свердловин різко збільшуються, в результаті чого експлуатація їх припиняється. При впровадженні же бар'єрного заводнення нафтові сверд­ловини швидко заводнюються від закачуваної води на межі газонафтового контакту.

Таким чином, у всіх випадках, що описані вище, розробка газонафтових покладів є низькоефективною відносно повноти вилучення нафти із надр. Величина нафтовіддачі у та­ких випадках не досягає більше 15-20% навіть при малій в'язкості нафти.

Друга проблема пов'язана з видобутком конденсату з нафтогазоконденсатних родо-вищ.Заводнення родовищ у принципі сприяє підвищенню конденсато- та нафтовіддачі, але не завжди приводить до збільшення загальної віддачі вуглево-днів, бо у цьому випадку газо-нафтовіддача пластів може знизитись дуже істотно.

Кількість видобувних вуглеводнів нафтогазоконденсатних родовищ можна збільшити, використовуючи комбінований вплив на газоконденсатну частину родовища шляхом закач­ки в неї газу та води.

Найменше вирішена у всьому світі проблема розробки глибокозалягаючих нафтогазо­конденсатних покладів з аномально високим пластовим тиском, колектори яких сильно де­формуються у процесі видобутку із них вуглеводнів. Більше того кількість таких родовищ постійно зростає, а тому розв'язання цієї проблеми стає дедалі гострішим.

Істотним недоліком законтурного заводнення при розробці нафтогазових покладів є тривала консервація вільного газу газової шапки. Тому при значних запасах газу в газовій шапці застосовують бар'єрне заводнення, яке сприяє здійсненню одночасної розробки наф­тової та газової частин покладу.

Розглянуті способи розробки нафтогазових родовищ здійсненні за умов високої проник­ності пластів та низької в'язкості нафти у всіх частинах покладів (газоносної, нафтової та водоносної). При слабопроникних колекторах у покладах необхідно застосовувати інші сис­теми розробки.

ВНИИнефть запропоновано спосіб розробки нафтогазових покладів для сла-бопроник­них колекторів з широкими підгазовими частинами.У цій системі один ряд нагнітальних свердловин розташовується уздовж зовнішнього контура газоно-сності та вода закачується у свердловини на всій товщі пласта, що забезпечує роз'-єднання нафтової та газонафтової час­тин. Наступний ряд "відрізаючих" нагніталь-них свердловин розташовується дещо нижче внутрішнього контура газоносності, що забезпечує роз'єднання підгазової та газонасиченої частин покладу. Ізольована таким чином підгазова частина нафтового покладу, яка містить нафту та вільний газ, розробляється самостійною окремою системою свердловин.

Газова та газоводяна репресія. З метою підтримання пластового тиску та витиснення нафти з виснажених пластів на багатьох родовищах використовували згч ачування природ­ного або нафтового газу. При цьому слід зауважити, що цей метод був використаний значно ширше, ніж заводнення.

До впровадження процесу заводнення нафтових покладів технологію витиснення нафти газом вважали економічно виправданою, бо вона давала змогу підтримувати більш-менш стабільними дебіти видобувних свердловин та підвищувала нафтовіддачу пологозалягаючих пластів на 5-10% порівняно з режимом розчиненого газу, а крутозалягаючих пластів - на 15-25%

Однак застосування в широких масштабах методу заводнення нафтових покладів одно­часно виявило, що природний або нафтовий газ при витисненні нафти в умовах відсутності зміщування його з нафтою є гіршим витісняючим агентом, ніж вода.

Головна причина низької ефективності витиснення нафти газом — його мала в'язкість (в 10-15 разів менша в'язкості води). Ця причина зумовлює прориви газу через крупнопо-ристі та високопроникні шари у видобувні свердловини, істотне зниження дебітів нафти та незначне охоплення пластів витисненням. Все це призводить до того, що коефіцієнт витис­нення нафти газом нижчий, ніж водою.

З метою пошуків більш ефективних методів підвищення нафтовідцачі пластів з викори­станням вуглеводневих газів були проведені лабораторні дослідження витиснення нафти га­зом в комбінації з водою.

Експериментальними роботами принципово доведено, що при витисненні нафти газом та водою (одночасно або поперемінне) коефіцієнт витиснення вищий, ніж при одному з агентів: газом, або водою.

Механізм процесу витиснення нафти газом та водою пояснюється таким чином. Вода у заводненій зоні гідрофільних пластів під дією капілярних сил займає мілкі пори та звужен­ня, а газ як незмочуюча фаза у газовій зоні, навпаки, займає крупні пори, а під дєю гравітаційних сил - верхні частини покладу.

Ці особливості води та газу привели до висновку про доцільність суміщати переваги обидвох агентів, а для зменшення їх недоліків застосовувати періодичне, циклічне нагнітання їх у поклади.

Оптимальне співвідношення об'ємів води та газу при такій дії повинно бути про­порційне відношенню об'ємів дрібних та великих пор.

При цьому витиснення нафти водогазовою сумішшю буде зумовлюватись тим, що фа­зова проникність для змочуваної фази залежить тільки від водонасиченості, а присутність у пласті вільного газу збільшує витиснення нафти на величину граничної газонасиченості (10-15%), при якій газ нерухомий.

Лабораторними дослідженнями доведено, що витиснення нафти з неоднорідних пластів водою та газом одночасно при різних технологіях також більш ефективне для кінцевої наф­товіддачі, ніж окремо лише одним робочим агентом - тільки водою або тільки газом (див. §8.4).

При оптимальному застосуванні водогазової дії на нафтові поклади можна збільшити нафтовіддачу пластів на 7-15% порівняно з чистим заводненням.

Гравітаційне розділення газу та води у пластах знижує ефективність витиснення нафти та охоплення пластів процесом на 10-20% залежно від неоднорідності пласта та співвідношення в'язкостей нафти та води.

Внаслідок цих недоліків циклічний метод водогазового впливу на пласти вимагає збільшення числа нагнітальних свердловин для забезпечення необхідних об'ємів закачуван­ня робочих агентів. Проте відповідними технологічними та технічними вдосконаленнями процесу можна значно знизити або і зовсім виключити негативний вплив цих факторів.

Метод нагнітання газу для ППТ у нафтові поклади широко не використовується у зв'яз­ку з технічними труднощами при закачуванні газу, а також у зв'язку з впровадженням більш технічно доступного дешевого та ефективного методу ППТ заводненням.

Використання газу для підвищення нафтовідцачі пластів у більш широких масштабах почалось особливо інтенсивно після запропонованого методу ППТ закачуванням газу висо­кого тиску (ГВТ), яке забезпечує змішуване витиснення нафти.

При змішуваному витисненні нафти ГВТ або іншими вуглеводневими розчинниками (зріджений пропан, газовий конденсат та ін.) коефіцієнт витиснення в лабораторних умо­вах може досягти близько одиниці.

Методи ППТ вуглеводневими газами ділять на чотири основні групи: витиснення нафти ГВТ, збагаченими газами, скрапленим та сухими газами в умовах обмежено-змішуваного (некритичного) витиснення. Слід зауважити, що всі види закачки вуглеводневих газів впроваджено у промислових масштабах.

Найбільш крупні промислові експерименти закачування ГВТ здійснені на родовищах США (Фейєруей, Блок-31); Алжиру (Хассі-Месауд), Лівії (Ентисар), Канади (Соун Хілле), Чечні (Озек-Саут); збагаченим газом - на Західній затоці Ключового родовища (Краснодарський край); скрапленого газу на ділянці Мінібаєвської площі Ромашкінського родовища (Татарстан).

Аналіз розробки менілітових покладів родовищ Передкарпаття, а також закачування ГВТ на родовищах Озек-Саут, Ключове та інших, які характеризуються особливо низьки­ми фільтраційними властивостями колекторів продуктивної товщі, засвідчив переваги зака­чування газу порівняно із заводненням, які полягають у забезпеченні найбільш еко­номічного способу експлуатації свердловин (фонтанним способом) протягом всього періоду розробки покладів, буріння меншої кількості нагнітальних свердловин, бо при закачуванні газу їх приймальність у 4-8 разів вища ніж при заводненні, а також у більш високій еко­номічній ефективності процесу.

Незважаючи на великий прогрес, який спричинив процес заводнення в галузі розробки родовищ нафти, все ж значні об'єми цінної сировини (нафти) залишають-ся невилученими із надр. Крім цього, при заводненні покладів разом із нафтою ви-добуваються великі об'єми води, експлуатація свердловин здійснюється механізм-ваним способом, що різко знижує еко­номічні показники розробки родовищ.

У зв'язку з відкриттям в останні роки родовищ нафти з низькопроникними пластами, а також з метою збільшення нафтовідцачі пластів закачування вуглеводневих газів та водога-зових сумішей будуть застосовуватись у більш широких масштабах.