Применение теплового воздействия в однородном по проницаемости коллекторе.

ГЛАВА 4. Определение условий эффективного применения заводнения горячей водой при разработке залежей высоковязкой нефти в различных геолого-технологических условиях.

 

4.1.Общие положения.

В связи с переходом на месторождении Северные Бузачи от нестационарного заводнения к закачке горячей воды возникает вопрос о применимости теплового воздействия на залежах высоковязкой нефти. Несмотря на большое число научных работ, посвященных неизотермическим процессам фильтрации и на имеющийся обширный промысловый опыт применения тепловых методов повышения нефтеотдачи [90, 23, 14, 18, 7, 56, 105, 101, 102], в данной области существует ряд вопросов, не решенных до конца и поныне. Обозначим ниже нерешенные проблемы [33].

1. Несмотря на то, что факт влияния изменения пластовой температуры на процессы выработки запасов нефти является общепризнанным, остается не выясненным, в каких геологических условиях тепловые методы однозначно будут способствовать повышению нефтеотдачи.

2. В основе проектирования тепловых методов лежат данные лабораторных экспериментов, которые показывают, что при повышении температуры снижается вязкость нефти и улучшаются (с точки зрения полноты нефтевытеснения) относительные фазовые проницаемости нефти, коэффициент вытеснения. Однако, при этом забывается о том, что реальный объект во многих отношениях не соответствует лабораторной модели пласта. Это касается, прежде всего, того факта, что в отличие от модели, пласт прогревается не за короткий промежуток времени, неравномерно по разрезу и по латерали. При наличии высокопроницаемых включений (каналов) тепловое заводнение оказывает воздействие на незначительные по объему области коллектора, ограниченные распространением высокопроницаемого канала, как это было показано в работе [44].

3. Важным условием (особенно с точки зрения экономики) является время проявления технологического эффекта от закачки горячей воды. Как показывают результаты ряда исследований [Вахитов Г.Г., Кузнецов О.Л., Симкин Э.М. Термодинамика призабойной зоны нефтяного пласта. М., «Недра», 1978, 216 с., Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. – М.: Недра, 1985. – 308 с.], в однородных поровых средах скорость распространения фронта нагрева породы в несколько раз меньше скорости продвижения фронта заводнения. Для залежей вязкой и высоковязкой нефти это положение говорит о том, что появление эффекта от теплового воздействия произойдет при обводненности добываемой продукции близкой к предельной.

4. Вопросы, связанные с условиями применения теплового воздействия на коллекторах различного типа, остаются не до конца решенными. Насколько должен быть выработан коллектор к началу применения теплового воздействия? При какой «стартовой» обводненности необходимо начинать закачку горячей воды?

В связи с поставленными вопросами возникает необходимость разобраться, какие геолого-технологические условия способствуют эффективному применению теплового воздействия. Почему при одном строении залежи нефти тепловое воздействие эффективно, при другом – неэффективно при любых условиях применения. Для этого ниже приведены результаты большого числа модельных расчетов, в которых делается попытка дать ответы на поставленные вопросы.

 

4.2. Используемая гидродинамическая модель.

Ниже мы проведем исследования процессов выработки запасов нефти из продуктивного пласта в условиях теплового воздействия, т.е. с учетом неизотермических особенностей трехфазной фильтрации. Для этого мы использовали гидродинамический симулятор "Tempest-More" (Roxar) версии 6.7.1. [4].

Предположим, что участок залежи имеет размеры 1000 Х 1000 Х 50 м (рисунок 4.1). Коллектор залежи, в зависимости от решаемой задачи, может быть поровым однородным по проницаемости, поровым, неоднородным по проницаемости, двойной проницаемости.

Начальная нефтенасыщенность коллектора изменяется по разрезу пласта от S₀=0.71 д.ед. в подошве до S₀=0.8 в кровле. Начальные пластовые давление и температура – P₀=5.2 МПа, T₀=31°С.

Плотность и вязкость воды в пластовых условиях составили 1.04 г/см³ и 0.83 сПз, соответственно. Плотность нефти в поверхностных условиях 0.920 г/см³. В пластовых условиях вязкость нефти 290 сПз, газосодержание 25 м³/м³. Давление насыщения нефти газом – 5 МПа.

Относительные фазовые проницаемости представлены на рисунке 4.2.

Параметры моделей соответствуют условиям месторождения Северные Бузачи.

Участок залежи разбурен плотной сеткой скважин с площадной схемой расположения нагнетательных и добывающих скважин (пятиточечник). Среднее расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами составляет 140 м.

 

 

Рисунок 4.1. Куб текущей нефтенасыщенности однородного коллектора с расположением скважин.

 

Тепловое воздействие осуществляется в результате закачки в нагнетательные скважины горячей воды с температурой на забое 90°С. При изменении температуры пласта предусмотрены температурные зависимости вязкости нефти и воды (рисунок 4.3.). Кроме того, как было показано лабораторными исследованиями, нагрев пласта повышает коэффициент вытеснения и изменяет относительные фазовые проницаемости нефти. На рисунке 4.4 представлены ОФП нефти при разных температурах – начальной пластовой и максимально возможной при рассматриваемом тепловом воздействии. Как видно на рисунке, лабораторные исследования показывают значительные улучшения условий нефтевытеснения при повышении температуры пласта. Почти вдвое снижается величина остаточной нефтенасыщенности и возрастает ОФП нефти в области совместной фильтрации нефти и воды. Изменение ОФП воды при возрастании температуры пласта будем считать незначительным и в дальнейшем учитывать не будем.

 

 

 

а б

Рисунок 4.2. Относительные фазовые проницаемости модельного пласта для нефти, воды и газа. а) – ОФП в системе «нефть-вода», б) ОФП в системе «нефть-газ».

 

Технологические условия разработки участка залежи следующие. Все добывающие и нагнетательные скважины запускаются в работу одновременно. В скважинах перфорирована вся толща пласта. Для нагнетательных скважин установлен максимальный порог приемистости в 400 м³/сут при максимально возможном забойном давлении 100 атм. В качестве регулирующего параметра задается условие 100% компенсации отборов жидкости закачкой воды. На работу добывающих скважин ограничения не накладываются.

Рисунок 4.3. Температурные зависимости коэффициента снижения вязкости пластовой нефти и воды, соотношения вязкостей нефти и воды.

 

 

Рисунок 4.4. Относительные фазовые проницаемости нефти при различных температурах пласта.

 

 

В вариантах с тепловым воздействием предусмотрена закачка горячей воды (ЗГВ) (T=90°С). При моделировании неизотермического заводнения использовалось модель Vinsome-Westerveld потерей тепла через кровлю и подошву коллектора [4]. Рассматривались разные условия начала закачки горячей воды: с начала разработки залежи, при достижении обводненности добываемой продукции 60% и 90%.

Расчеты ведутся до достижения предельной обводненности добываемой продукции в 95%, после чего моделирование разработки участка прекращаются. Все указанные выше условия являются неизменными для всех рассмотренных ниже гидродинамических задач.

Рассмотрен следующий типы задач:

- исследование эффективности теплового воздействия в однородном по проницаемости коллекторе с различными значениями коэффициента проницаемости. В данной группе задач для коллектора с заданным значением коэффициента проницаемости рассматривались четыре варианта – базовый с изотермическим заводнением и варианты с тепловым воздействием (ЗГВ с самого начала разработки, при обводненности 60% и при обводненности 90%).

- исследование эффективности теплового воздействия в послойно неоднородном по проницаемости коллекторе с различными значениями коэффициента проницаемости низкопроницаемых слоев и фиксированном значении проницаемости высокопроницаемого слоя. В данной группе задач для каждой комбинации коэффициентов проницаемости слоев рассматривались четыре варианта – базовый с изотермическим заводнением и три варианта с тепловым воздействием, отличающиеся началом закачки горячей воды.

- исследование эффективности теплового воздействия в коллекторе двойной проницаемости с различными значениями коэффициента проницаемостей поровых блоков и трещин.

Представленные виды задач позволят определить в каких условиях применение теплового воздействия будет однозначно иметь положительный технологический эффект.

 

Применение теплового воздействия в однородном по проницаемости коллекторе.

Рассмотрим ряд задач с однородным по проницаемости коллектором. Для коллектора с заданным значением проницаемости рассчитываются технологические показатели разработки двух вариантов – с изотермическим заводнением и с тепловым воздействием при разных значениях «стартовой обводненности». Для сопоставления результатов, полученных при разных значениях коэффициента проницаемости коллектора (50, 100, 500, 1000 и 2000 мД), предположим, что пористость коллектора (а значит и геологические запасы нефти) одинакова для всех рассматриваемых ниже задач. Пористость коллектора составляет m=0.24 д.ед. Начальные геологические запасы нефти – 8698.6 тыс. м³.

Полученные в результате расчетов кубы нефтенасыщенности и температуры показывают, что при окончании разработки поле нефтенасыщенности становится крайне неоднородным по латерали, особенно для варианта с тепловым воздействием. Остаточные запасы нефти сосредоточены как за пределами системы скважин, так и внутри ее – в застойных («теневых») зонах коллектора. Этому также способствует неравномерный прогрев коллектора, который обусловлен сложившимися на участке фильтрационными потоками.

Рассмотрим, как изменяются технологические показатели разработки при применении теплового воздействия на однородном коллекторе с разными значениями коэффициента проницаемости и при разной «стартовой» обводненности. Для этого введем величину, характеризующую величину отклонения от базового варианта в долях базового варианта, т.е. , где - текущий технологический показатель (дебит нефти, накопленные отборы нефти и др.) для рассматриваемого варианта (базовый, тепловое воздействие при разной стартовой обводненности). Сравнение обводненности добываемой продукции будем проводить в абсолютных единицах. Кривые, описывающие отклонения от базового варианта, рассчитаны до конца разработки по базовому варианту.

На рисунке 4.5 представлены динамики относительного изменения дебита нефти и абсолютного изменения обводненности для рассматриваемых вариантов разработки (базовый и тепловое воздействие) при разных значениях коэффициента проницаемости коллектора и разных значений «стартовой» обводненности.

 

Рисунок 4.5. Относительное изменение дебита нефти (а, в, д) и обводненности (б, г, е) участка в результате применения теплового воздействия на коллектора с разной проницаемостью а, б – 50 мД, в, г – 100 мД, д, е – 500 мД.

 

Рисунок 4.5 (продолжение). Относительное изменение дебита нефти (ж, и) и обводненности (з, к) участка в результате применения теплового воздействия на коллектора с разной проницаемостью ж, з – 1000 мД, и, к – 2000 мД.

 

Индекс «a0» означает, что тепловое воздействие проводится с начала разработки залежи. Индекс «a60» - тепловое воздействие начато по достижении обводненности добываемой продукции значения 60%, «a90» - при обводненности 90%. Прослеживается следующая зависимость от «стартовой» обводненности. В низкопроницаемых коллекторах, чем раньше начато тепловое воздействие, тем выше прирост дебита нефти (в течение периода базового варианта) (рисунок 4.5а). При росте проницаемости коллектора эта тенденция изменяется, при этом максимальным приростом дебита нефти характеризуется сначала вариант со «стартовой» обводненностью 60% (рисунок 4.5в), затем вариант со «стартовой» обводненностью 90% (рисунки 4.5 д, ж).

Рассмотрим, как меняется обводненность добываемой продукции при разных условиях применения теплового воздействия. В низкопроницаемом пласте (рисунок 4.5б) применение ЗГВ с начала разработки залежи приводит к небольшому возрастанию обводненности, затем обводненность снижается относительно базового варианта и в дальнейшем остается более низкой в сравнении с базовым вариантом. Применение ЗГВ при стартовых значениях обводненности 60% и 90%, также приводит к снижению обводненности добываемой продукции. С ростом проницаемости коллектора описанные тенденции сохраняются, однако уменьшается амплитуда изменения обводненности (сравните, максимальное снижение обводненности для коллектора с проницаемостью K=50 мД составило почти 4%, для K=100 мД - 3.5%, для K=500 мД - 2.1%. (рисунки 4.5 б, г, е)). Для коллектора с проницаемостью K=1000 мД для варианта «a0» наблюдается кратковременное снижение обводненности относительно базового варианта, большую часть времени разработка с применением теплового воздействия происходит с обводненностью более высокой, чем характерно для базового варианта (рисунок 4.5з). Интересно, что для коллектора с проницаемостью K=2000 мД вариант «a0» практически весь рассматриваемый период имеет обводненность выше, чем обводненность базового варианта (рисунок 4.5 к).

На рисунке 4.6 представлена динамика относительного прироста за счет теплового воздействия накопленных отборов нефти (в долях от базового варианта) для коллекторов с разной проницаемостью и для вариантов с разной «стартовой» обводненностью. Видно, что тепловое воздействие дает максимальный относительный прирост в низкопроницаемых коллекторах (34% - для варианта «a0», 19% - для варианта «a60» и 2.6% - для варианта «a90») (рисунок 4.6а). В коллекторах с большей проницаемостью (рисунок 4.6б) сохраняется та же тенденция, но величина прироста снижается (25% - для

 

д

Рисунок 4.6. Динамика относительного прироста за счет теплового воздействия накопленных отборов нефти (в долях от базового варианта) для коллекторов с разной проницаемостью. Кривые рассчитаны до конца разработки по базовому варианту. а – K=50 мД, б - K=100 мД, в - K=500 мД, г - K=1000 мД, д - K=2000 мД

 

 

 

варианта «a0», 16.6% - для варианта «a60» и 2.0% - для варианта «a90»). С дальнейшим ростом проницаемости коллектора тенденция меняется, наилучшими показателями характеризуется вариант «а60» (рисунок 4.6 в, г). Отметим, что максимальная величина эффекта не превышает 8% (рисунок 4.6в) и 3% (рисунок 4.6г). При этом, для коллектора с проницаемостью K=1000 мД вариант «а0» имеет отрицательную технологическую эффективность (рисунок 4.6г).

Для случая проницаемости коллектора K=2000 мД эффект от применения теплового воздействия к концу рассматриваемого периода становится отрицательным для всех значений «стартовой» обводненности (рисунок 4.6д).

Отметим, что выше обсуждались результаты, полученные в сравнении с базовым вариантом разработки (изотермическое заводнение). В ряде случаев, тепловое воздействие позволяет увеличить срок разработки залежи. Поэтому необходимо рассмотреть конечные показатели по рассмотренным вариантам применения теплового воздействия.

Приведем выводы по применению теплового воздействия на залежи высоковязкой нефти с условно однородным по проницаемости коллектором. В таблице 4.1 представлены итоговые результаты модельных расчетов. Сделаем несколько пояснений, касающихся приведенных в таблице данных. КИН рассчитывается на момент достижения предельной обводненности 95%. В качестве временной характеристики введено безразмерное время, представляющее собой отношение объемов накопленных отборов жидкости к объему геологических запасов нефти залежи. За время проявления эффекта от теплового воздействия взято время применения теплового воздействия, при котором накопленные отборы нефти базового варианта и варианта с тепловым воздействием отличаются на 0.01 д.ед. от величины для базового варианта, т.е. время при котором , где Q^t – накопленные отборы нефти в момент времени t.

 

Таблица 4.1. Результаты модельных расчетов технологических показателей вариантов разработки участка залежи высоковязкой нефти с однородным коллектором разной проницаемости.

 

Итак, тепловое воздействие на низкопроницаемых коллекторах позволяет значимо поднять нефтеотдачу пласта, однако для этого потребуется прогревать породу в течение длительного времени. При этом, чем выше «стартовая» обводненность, тем больший достигается прирост КИН и быстрее проявляется эффект от теплового воздействия. Тем не менее, повторим, что время получения значимого эффекта от теплового воздействия составляет десятки лет. При этом кратно (более чем в 2 раза) возрастают отборы жидкости, т.е. длительный период разработки будет происходить при высокой обводненности добываемой продукции.

В коллекторах с большей проницаемостью (K=500 мД) эффект от ЗГВ проявляется уже спустя несколько лет, при этом сохраняется тенденция – чем выше «стартовая» обводненность, тем выше прирост конечного КИН.

И, наконец, в высокопроницаемых коллекторах (K=2000 мД) эффект от ЗГВ является отрицательным при всех значениях «стартовой» обводненности.

На рисунке 4.7 представлена зависимость прироста конечного КИН за счет теплового воздействия от проницаемости коллектора при разных значениях «стартовой» обводненности. Хорошо видно, что в области низких проницаемостей коллектора эффект от ЗГВ слабо зависит от «стартовой» обводненности, кривые почти сливаются друг с другом. С ростом проницаемости коллектора влияние «стартовой» обводненности на эффективность теплового воздействия увеличивается. При этом во всем рассмотренном интервале значений проницаемости коллектора, вариант со «стартовой» обводненностью 90% позволяет достичь наибольшего прироста конечного КИН.

 

 

Рисунок 4.7. Зависимости прироста КИН в зависимости от проницаемости однородного коллектора при разных значениях «стартовой» обводненности.

 

 

Представленные в разделе результаты гидродинамических расчетов показали возможное многообразие результатов применения тепловых методов повышения нефтеотдачи даже для условий однородного по проницаемости коллектора. Оказалось, что при разработке условно однородного по проницаемости коллектора тепловое воздействие увеличивает нефтеотдачу пласта только в коллекторах, проницаемость которых ниже определенного значения. Для условий решенной в работе задачи при проницаемости коллектора более 1000 мД применение закачки горячей воды может привести к отрицательному эффекту. При этом, чем выше проницаемость коллектора, тем существеннее становится зависимость от момента начала применения ЗГВ («стартовой» обводненности). Согласно полученным результатам, при разработке условно однородных по проницаемости коллекторов высоковязкой нефти, наибольший прирост конечного КИН обеспечивается при «стартовой» обводненности 90%. При этом данный вариант дает положительный прирост КИН и в высокопроницаемых коллекторах, где другие варианты имеют отрицательную эффективность. Если же рассматривать временной период, соответствующий протяженности базового варианта разработки, то наибольшей эффективностью в течение этого периода в низкопроницаемых коллекторах обладает вариант «а0», соответствующий закачке горячей воды с начала разработки залежи. В высокопроницаемых коллекторах в рассматриваемый период наибольшей эффективностью обладает вариант со стартовой обводненностью 60%. В коллекторах с максимальной из рассмотренных значений проницаемостью (K=2000 мД) все варианты теплового воздействия имеют отрицательную эффективность. Таким образом, наиболее эффективно применение теплового воздействия в низкопроницаемых коллекторах, однако для этого потребуется прогревать породу в течение длительного времени. При этом кратно возрастают отборы жидкости, т.е. длительный период разработки будет происходить при высокой обводненности добываемой продукции.

В отличие от низкопроницаемых коллекторов, эффект от теплового воздействия на высокопроницаемых однородных коллекторах проявляется достаточно быстро, но из-за быстрого обводнения его величина не столь значительна или имеет отрицательный знак.

Таким образом, уже для однородного коллектора имеется расхождение между данными об эффективности теплового воздействия, полученными на основе лабораторных исследований и с помощью гидродинамического моделирования. Это говорит о важности адаптации результатов лабораторных экспериментов к условиям реальных залежей.

4.4. Определение условий эффективного применения заводнения горячей водой при разработке залежей высоковязкой нефти с послойно неоднородным по проницаемости коллектором.

В послойно неоднородных по проницаемости коллекторах опережающее заводнение высокопроницаемых слоев создает существенно неоднородное по разрезу тепловое поле пласта. Поэтому, особое внимание должно быть уделено применению методов теплового воздействия в послойно неоднородных коллекторах, содержащих низкопроницаемые пропластки. Согласно устоявшимся представлениям в основном эти слои содержат остаточные запасы нефти на месторождениях, длительное время разрабатываемых с применением заводнения [3, 4]. Доразработка частично заводненных залежей осложняется еще тем фактом, что нефть, содержащаяся в низкопроницаемых слоях, обладает худшими с точки зрения ее выработки свойствами в сравнении с ее начальными характеристиками [5].

Выше, на модели условно однородного по проницаемости коллектора, насыщенного высоковязкой нефтью, мы показали, что тепловое воздействие (закачка горячей воды) не всегда дает положительный эффект [6, 7]. Ниже мы рассмотрим следующий тип задач для случая, когда залежь высоковязкой нефти имеет послойно неоднородный по проницаемости коллектор.

Для изучения процессов выработки запасов из послойно неоднородного по проницаемости коллектора используем описанную в разделе 4.2. модель. Все параметры модели оставим неизменными за исключением поля проницаемости коллектора. Коллектор залежи поровый послойно неоднородный по проницаемости (рисунок 4.8).

Как и в предыдущем случае, рассматривались разные условия начала закачки горячей воды: с начала разработки залежи, при достижении обводненности добываемой продукции 60% и 90%. Все указанные выше условия являются неизменными для всех рассмотренных ниже гидродинамических задач.

 

 

Коэффициент проницаемости, мД

Рисунок 4.8. Куб проницаемости послойно неоднородного по проницаемости коллектора. Коэффициент проницаемости высокопроницаемого слоя K_вп=2.0 мкм², низкопроницаемых слоев – 0.05 мкм².

 

 

Предположим, что пласт состоит из трех гидродинамически связанных слоев, в середине пласта расположен высокопроницаемый слой с фиксированным значением коэффициента проницаемости K_вп=2.0 мкм². Сверху и снизу по разрезу расположены низкопроницаемые слои, проницаемость которых в зависимости от задачи меняется от 0.05 до 1 мкм². Для каждой комбинации коэффициентов проницаемости слоев рассматривались четыре варианта – базовый с изотермическим заводнением и три варианта с тепловым воздействием, отличающиеся началом закачки горячей воды («стартовой» обводненностью).

Хорошо известно, что в пласте с высокой послойной неоднородностью поля проницаемости в первую очередь заводняются высокопроницаемые слои. Если толщина этих слоев не велика, т.е. их заводнение не приводит к росту обводненности выше предельного значения, то применение теплового воздействия приводит к тому, что эти заводненные высокопроницаемые слои становятся каналами транспорта «тепла», что, в свою очередь, приводит к прогреву сопредельных низкопроницаемых слоев. В пластах, где неоднородность поля проницаемости невелика, такого избирательного заводнения слоев не наблюдается. Соответственно, фронт тепла достаточно однороден по вертикали. Т.к. фронт прогрева отстает от фронта заводнения, то критическая обводненность достигается прежде, чем коллектор в области отборов будет прогрет (рисунок 4.9).

б

а

г

в

 

Рисунок 4.9. Разрезы кубов текущей нефтенасыщенности (а, в) и пластовой температуры (б, г) для случаев высокой (а, б - проницаемость низкопроницаемых слоев 50 мД) и низкой (в, г - проницаемость низкопроницаемых слоев 1000 мД) послойной неоднородности поля проницаемости.

 

Полученные в результате расчетов кубы нефтенасыщенности и температуры показывают, что при окончании разработки поле нефтенасыщенности становится крайне неоднородным по как по разрезу, так и по латерали.

Рассмотрим, как изменяются технологические показатели разработки при применении теплового воздействия на послойно неоднородном по проницаемости коллекторе с разными значениями коэффициента проницаемости низкопроницаемых слоев и при разной «стартовой» обводненности. Также, как и в предыдущем случае, введем величину, характеризующую величину отклонения от базового варианта в долях базового варианта, т.е. , где - текущий технологический показатель (дебит нефти, накопленные отборы нефти и др.) для рассматриваемого варианта (базовый, тепловое воздействие при разной стартовой обводненности). Сравнение обводненности добываемой продукции будем проводить в абсолютных единицах. Кривые, описывающие отклонения от базового варианта, рассчитаны до конца разработки по базовому варианту. На рисунке 4.10 представлены динамики относительного изменения дебита нефти и абсолютного изменения обводненности для рассматриваемых вариантов разработки (базовый и тепловое воздействие) при разных значениях коэффициента проницаемости низкопроницаемых слоев коллектора и разных значений «стартовой» обводненности.

На представленных рисунках индекс «a0» означает, что тепловое воздействие проводится с начала разработки залежи. Индекс «a60» - тепловое воздействие начато по достижении обводненности добываемой продукции значения 60%, «a90» - при обводненности 90%.

Представленные на рисунке результаты показывают, что тепловое воздействие по-разному проявляется в зависимости от послойной неоднородности поля проницаемости, а также в зависимости от стартовой обводненности. Напомним, что на рисунках отражен период времени, соответствующий базовому варианту разработки (изотермическое заводнение). Итак, в течение анализируемого периода тепловое воздействие особенно ярко проявляется на группе коллекторов с низкопроницаемыми пропластками, проницаемость которых составляет 50 или 100 мД.

а

б

 

 

 

 

Рисунок 4.10. Относительное изменение дебита нефти (а, в, д) и обводненности (б, г, е) участка в результате применения теплового воздействия на коллектора с разной проницаемостью низкопроницаемых слоев: а, б – 50 мД, в, г – 100 мД, д, е – 500 мД.

 

Рисунок 4.10 (продолжение). Относительное изменение дебита нефти (ж) и обводненности (з) участка в результате применения теплового воздействия на коллектора с разной проницаемостью низкопроницаемых слоев: ж, з – 1000 мД.

 

Здесь отмечается значительный рост дебита нефти и снижение обводненности добываемой продукции для всех вариантов закачки горячей воды («стартовых» обводненностей). Хорошо видно, что на конец периода разработки по базовому варианту в пласте с низкопроницаемыми слоями с проницаемостью 50 мД дебит нефти при тепловом воздействии в 1.5 раза превышает дебит нефти базового варианта (рисунок 4.10а). При этом обводненность снижается на 2.0-2.5% (рисунок 4.10б). В сравнении с однородным коллектором (параграф 4.3), эффект от ЗГВ проявляется достаточно быстро – в течение одного-двух лет после начала применения теплового воздействия. Сравнивая варианты с разной стартовой обводненностью можно отметить, что варианты «а0» и «а60» имеют практически совпадающие динамики относительного прироста дебита нефти и изменения обводненности. Вариант «а90» имеет аналогичные зависимости, отличающиеся сдвигом по временной оси.

Отметим характерную особенность. На рисунках 4.10 в, г видно, что случай, когда проницаемость низкопроницаемых слоев составляет 100 мД, несколько отличается от остальных зависимостей. Это связано с тем, что уже базовый вариант этой задачи отличается своей продолжительностью из-за того, что для данной системы разработки данное соотношение проницаемостей высокопроницаемого и низкопроницаемых слоев обеспечивает продолжительный приток нефти из низкопроницаемых слоев. Тепловое воздействие позволяет интенсифицировать выработку низкопроницаемых слоев, что отражается на динамике дебита нефти в виде продолжительной «полки», т.е. периода стабильных отборов нефти. Понятно, что для разных систем разработки (плотность сетки скважин, размещение нагнетательных и добывающих скважин, температура нагнетаемой воды и др.) существует свое соотношение проницаемостей слоев, которое обеспечивает продолжительный период стабильных отборов нефти при тепловом воздействии.

Увеличение проницаемость низкопроницаемых слоев приводит к изменению описанных выше тенденций. В динамике относительного прироста дебита нефти для вариантов «а0», «а60» появляются явно выраженные максимумы, начиная с некоторого момента эффективность ЗГВ начинает снижаться (рисунок 4.10 д, е). При этом максимальным относительным приростом дебита нефти характеризуется вариант «а90». И, наконец, при максимальной из рассмотренных значений проницаемости «низкопроницаемых» слоев (К=1000 мД), для вариантов «а0» и «а60» технологический эффект от ЗГВ спустя некоторое время меняет знак (рисунок 4.10 ж, з).

Отметим также еще одну характерную особенность. Закачка горячей воды с начала разработки залежи (вариант «а0») для всех рассмотренных случаев послойной неоднородности поля проницаемости коллектора, имеет в начале применения ЗГВ небольшой период возрастания обводненности (на 0.5 - 2 %). Для рассматриваемых задач этот период составляет от нескольких месяцев до двух лет.

Таким образом, величина относительного прироста дебита нефти за счет теплового воздействия сильно зависит от соотношения проницаемостей высокопроницаемого и низкопроницаемых слоев . Чем выше соотношение k, тем выше относительный прирост дебита нефти за счет теплового воздействия.

На рисунке 4.11 представлена динамика относительного прироста за счет теплового воздействия накопленных отборов нефти (в долях от базового варианта) для коллекторов с разной проницаемостью низкопроницаемых слоев и для вариантов с разной «стартовой» обводненностью. Видно, что тепловое воздействие дает максимальный относительный прирост в пласте с проницаемостью низкопроницаемых слоев коллектора 50 мД (17% - для варианта «a0», 16% - для варианта «a60» и 9% - для варианта «a90») (рисунок 4.11а). Для проницаемости низкопроницаемых слоев 100 мД (рисунок 4.11б) сохраняется та же тенденция, но величина прироста увеличивается (23% - для варианта «a0», 21% - для варианта «a60» и 13% - для варианта «a90»). С дальнейшим ростом проницаемости низкопроницаемых слоев коллектора эффект от ЗГВ снижается (рисунок 4.11 в, г).

Отметим, что выше обсуждались результаты, полученные в сравнении с базовым вариантом разработки (изотермическое заводнение). В ряде случаев, тепловое воздействие позволяет увеличить срок разработки залежи. Поэтому необходимо рассмотреть конечные показатели по рассмотренным вариантам применения теплового воздействия.

Приведем выводы по применению теплового воздействия на залежи высоковязкой нефти с послойно неоднородным по проницаемости коллектором. В таблице 4.2 представлены итоговые результаты модельных расчетов (пояснения к представленным в таблице показателям приведены в разделе 4.3).

 

 

 

Рисунок 4.11. Динамика относительного прироста за счет теплового воздействия накопленных отборов нефти (в долях от базового варианта) для пластов с разной проницаемостью низкопроницаемых слоев. Кривые рассчитаны до конца разработки по базовому варианту. а – K=50 мД, б - K=100 мД, в - K=500 мД, г - K=1000 мД.

 

Таблица 4.2. Результаты модельных расчетов технологических показателей вариантов разработки участка залежи высоковязкой нефти с послойно неоднородным по проницаемости коллектором.

 

Итак, тепловое воздействие на послойно неоднородных по проницаемости коллекторах с высоким показателем неоднородности позволяет существенно поднять нефтеотдачу пласта, при этом эффект достаточно быстро нарастает. Отметим, что также кратно возрастают и объемы отбираемой жидкости. Эффект от теплового воздействия на высокопроницаемых достаточно однородных по проницаемости коллекторах незначи