ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ВОДОЙ В РАЗНЫХ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ

Глава XV

КОНТРОЛЬ ВНЕДРЕНИЯ

НАГНЕТАЕМОЙ ВОДЫ

В ПРОДУКТИВНЫЕ ПЛАСТЫ

ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ВОДОЙ В РАЗНЫХ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ

Изучение особенностей заводнения продук­тивных коллекторов при разработке залежей нефти занимает одно из важных мест в контроле за выработкой пластов и анализе разработки залежи. От характера продвижения воды по продуктивным пластам зависит полнота их охвата про­цессом вытеснения, а следовательно, и полнота выработки запасов.

Особенности продвижения воды в процессе разработки определяются геологическим строением залежей, применяе­мой системой разработки, свойствами нефти и вытесняющей ее воды и др.

В зависимости от этих факторов внедрение воды в залежь может происходить за счет:

природного водонапорного или упруговодонапорного ре­жима;

закачки воды в пласты через нагнетательные скважины.

В первом случае в залежь внедряется контурная пластовая вода. Это сопровождается подъемом ВНК, перемещением (стягиванием) контуров нефтеносности, постепенным умень­шением размеров залежи, превращением ее в залежь, полно­стью подстилаемую водой.

Во втором случае при законтурном заводнении в пласты внедряется оторочка пластовой воды, а затем нагнетаемая вода. В остальном внедрение воды сопровождается теми же явлениями, что и в первом случае. Во втором случае при внутриконтурном заводнении в пласты внедряется нагнетаемая вода, создаются искусственные водонефтяные контакты, по­степенно удаляющиеся от нагнетательных скважин.

Создающиеся при внедрении воды разделы между водой и нефтью могут приобретать различные формы.

Формы поверхности текущего природного ВНК. При процессах вытеснения нефти водой, сопровождающихся подъемом ВНК, последний может перемещаться параллельно его первоначальному положению или наклонно к нему, приобре­тать сложную форму. Характер перемещения ВНК и конту­ров нефтеносности и их форма определяются такими факто­рами, как соотношение вязкостей нефти и воды, геологичес­кая неоднородность продуктивного пласта, размеры водонефтяных зон и др.

Перемещение ВНК параллельно его начальному положе­нию может происходить в однородных монолитных пластах при одинаковой вязкости нефти и воды, равномерном дре­нировании всего объема залежи. На практике такие условия встречаются крайне редко и, как правило, происходит более или менее существенное усложнение формы поверхности текущего ВНК.

При соотношении вязкостей нефти и пластовой воды < < 1 в результате разработки залежи происходит более быст­рое перемещение внешнего контура нефтеносности по срав­нению с внутренним, в результате чего ширина водонефтяной зоны постепенно сокращается (рис. 104). При этом поверх­ность ВНК, первоначально близкая к горизонтальной, начинает наклоняться к центру залежи. Так, при разработке верхнемеловой массивной залежи маловязкой нефти Малгобек-Вознесенского месторождения более интенсивный подъ­ем ВНК происходил на периферии залежи, в результате чего он постепенно принял форму чаши.

В газонефтяной залежи Коробковского месторождения, разрабатываемой с законтурным заводнением при < 1, также произошел наклон поверхности ВНК в сторону внут­реннего контура (рис. 105).

 

Рис. 104. Схема изменения формы поверхности ВНК при соотношении вяз­кости нефти и воды < 1.

Коллектор: 1— нефтенасыщенный, 2— заводненный; 3 — водонефтяная зона; контуры нефтеносности: 4— внутренний начальный, 5 — внешний начальный, 6- внешний текущий, 7 - внутренний текущий

 

В подобных случаях выработка запасов нефти из водонефтяных зон шириной до 1500-2000 м обычно происходит без их разбуривания, за счет вытеснения нефти водой к до­бывающим скважинам, пробуренным в начальном внутрен­нем контуре нефтеносности. Добывающие скважины в этих условиях длительное время работают без воды, а при подходе к ним внутреннего контура интенсивно обводняются и выво­дятся из эксплуатации. При этом обеспечиваются высокие охват залежи заводнением и коэффициент вытеснения неф­ти. Макронеоднородность продуктивного пласта, как это видно на рис. 105, не оказывает существенного влияния на характер перемещения ВНК и контуров нефтеносности.

 

Рис. 105. Схематические геологические профили газонефтяной залежи Ко­робковского месторождения m₀ < 1), представленной монолитным (а) и расчлененным (б) пластами.

Контакты: 1 — начальный водонефтяной, 2 — начальный газонефтяной, 3 — текущий водонефтяной на 1 января соответствующего года; 4 — заводненная закачиваемой водой часть нефтенасыщенного пласта; 5 — водонасыщенный пласт; 6 — непроницаемые прослои

 

При повышении соотношения вязкостей нефти и воды до 2-3 в монолитных, достаточно однородных пластах характер перемещения ВНК и контуров нефтеносности сходен с опи­санным выше, На рис. 106, а приведен схематический про­филь южного участка залежи горизонта Д₁ Бавлинского мес­торождения сосравнительно монолитным строением пласта, разрабатываемого с законтурным заводнением

 

 

Рис 106. Схематические геологические профили по горизонту Д₁ Бавлинско­го месторождения ( < 2), представленному сравнительно монолитным (а) и расчлененным (б) пластами.

Условные обозначения см. на рис. 105

 

при = 2. ВНК здесь перемещался довольно равномерно, приобретая слабый наклон к центру залежи. При этом достигнут высокий охват пласта заводнением - за текущим ВНК не остается существенных целиков нефти. Рассматриваемую часть водонефтяной зоны удалось разработать без сплошного разбуривания, за счет вытеснения нефти к скважинам, расположен­ным в чисто нефтяной зоне.

Вместе с тем уже при таком соотношении вязкостей неф­ти и воды, но при значительной макронеоднородности про­дуктивного пласта (наличие в нем локальных или выдержан­ных по площади непроницаемых прослоев) характер пере­мещения ВНК резко изменяется.

На северном участке залежи горизонта Д₁ Бавлинского ме­сторождения (рис. 105, б), где продуктивный пласт расчленен непроницаемыми прослоями, текущий ВНК приобретал на­клон к периферии залежи. При этом произошло более ин­тенсивное продвижение внутреннего контура по сравнению с внешним, поверхность ВНК приобрела волнообразную фор­му. В таких условиях степень охвата залежи заводнением снижается.

При более высоком соотношении вязкостей нефти и воды (m₀ > 3) уже в монолитном пласте происходит наклон текущего ВНК в сторону внешнего контура; в связи с опережающим движением внутреннего контура по сравнению с внешним ширина водонефтяной зоны постепенно увеличивается.

На рис. 107 показано положение начального и текущего ВНК пласта С-1 Мухановского месторождения, разрабатыва­емого на естественном водонапорном режиме при m₀ = 3. В монолитной

Рис. 107. Схематический геологический профиль по пласту С-1 Мухановского месторождения (m₀ = 3):

а — монолитная часть пласта; б — часть пласта с уплотненными глинистыми прослоями. Условные обозначения см. на рис. 105

 

части пласта поверхность ВНК приняла форму перевернутой чаши (рис. 107, а). При наличии в каких-то ча­стях залежи непроницаемых прослоев подъем ВНК замедля­ется или прекращается. Текущий ВНК в целом приобретает сложную форму (рис. 107, б).

Наклон поверхности текущего ВНК в сторону внешнего контура нефтеносности или ее волнообразная форма указы­вают на неблагоприятные условия для охвата залежи заводне­нием, обусловливают возрастание периода обводнения сква­жин. Нефть из водонефтяных зон вытесняется плохо, поэто­му при m₀ > 3 даже при монолитном строении пласта эти зоны должны быть разбурены.

При соотношении вязкостей нефти и воды m₀ > 5 происходит опережающее продвижение воды по более проницае­мым прослоям и наиболее крупным порам продуктивного пласта, залежь как бы пронизывается водой. Поверхность контакта воды и нефти чрезвычайно сложна. Охват залежи процессом вытеснения обычно бывает низким. Скважины характеризуются непродолжительным безводным периодом эксплуатации, даже если они расположены во внутреннем контуре нефтеносности, основную часть добычи нефти полу­чают в водный период. Скважины с высокой обводненнос­тью в этих условиях могут работать десятки лет.

Формы движения закачиваемой воды. Характер внедре­ния нагнетаемой внутриконтурно воды в однопластовом объ­екте разработки зависит от соотношения вязкостей нефти и закачиваемой воды и степени неоднородности его фильтра­ционных свойств по толщине и по площади.

При соотношении вязкостей нефти и воды m₀ < 3 и относительно однородном строении пласта по вертикали проис­ходит близкое к поршневому (фронтальное) вытеснение неф­ти водой и обеспечивается высокий охват заводнением плас­та по его толщине. В то же время сказывается влияние зо­нальной неоднородности фильтрационных свойств пласта: более интенсивно вода движется в зонах пласта с лучшими коллекторскими свойствами и медленнее - по слабопроница­емым участкам. Это обусловливает неравномерность завод­нения пласта по площади.

При соотношении вязкостей нефти и воды m₀ > (3 – 5) (вплоть до 30 и выше) проявляется влияние неоднородности коллекторских свойств и по толщине пласта происходит опережающее продвижение закачиваемой воды по более проницаемым прослоям даже в монолитном пласте. Причем, чем выше соотношение вязкостей нефти и воды и чем больше неоднородность фильтрационных свойств по толщине пласта, тем значительнее неравномерность вытеснения нефти. В таких случаях уже нельзя говорить о фронте вытеснения, так как границы между нефтью и водой в каждом слое зани­мают разное положение. В более проницаемых слоях вода уже может достичь добывающих скважин, а в менее прони­цаемых - еще находиться вблизи нагнетательных. В резуль­тате безводный период скважин непродолжителен и основная часть нефти добывается в водный период эксплуатации.

При внутриконтурном заводнении, особенно в случае за­лежей с обширными водонефтяными зонами, нагнетательные и добывающие скважины располагают и в пределах водонефтяных частей пласта. Если в нагнетательных скважинах пер­форирована только нефтенасыщенная часть водонефтяного пласта, то процесс заводнения аналогичен описанному выше.

В случае, если в нагнетательных скважинах перфорацией вскрыты и нефтяная, и водонасыщенная части пласта, в про­цессе разработки залежи происходит одновременно заводне­ние двух видов - сопровождающееся подъемом ВНК и со­провождающееся внедрением закачиваемой воды в нефтяную часть пласта (рис. 108). Преобладание того или иного вида заводнения зависит главным образом от соотношения объе­мов воды, закачанных в нефтяную и водяную части пласта.

При объединении в один объект разработки нескольких пластов характер внедрения воды зависит также от того, на­сколько различны их фильтрационные свойства.

При одинаковой проницаемости пластов, их выдержанно­сти по площади и m₀ < 3 возможно примерно равноскоростное продвижение закачиваемой воды по всем пластам. В ча­стности, такое продвижение воды наблюдалось по пластам горизонта Б₈ Самотлорского месторождения в III блоке. Здесь продуктивный горизонт расчленен на два-три мощных плас­та с проницаемостью 0,5-0,8 мкм² при m₀ = 2. В процессе разработки вдоль рядов нагнетательных скважин во всех пла­стах сформировался непрерывный фронт закачиваемой воды, который перемещался в них с примерно одинаковой скоро­стью. В результате закачиваемая вода подходила к забоям добывающих скважин по всем пластам почти в одно и то же время.

Если в один объект разработки объединены пласты, раз­личающиеся по коллекторским свойствам, то происходит опережающее продвижение воды по наиболее проницаемому пласту и отставание заводнения и выработки менее проница­емых пластов (рис. 109).

При значительном различии коллекторских свойств плас­тов часто в менее проницаемые пласты в нагнетательных скважинах вода вообще не поступает и вытеснения нефти из них не происходит. Это существенно снижает охват залежи заводнением. Поэтому в один объект разработки следует объединять пласты с близкими коллекторскими свойствами.

Если отдельные пласты многопластового объекта характе­ризуются прерывистым строением или изменчивостью филь­трационных свойств по площади, то заводнение такого объ­екта отличается значительной неравномерностью, что. на­пример, имеет место на месторождениях Узень (горизонты XIII-XIV), Ромашкинское (горизонт Д₁), Самотлорское (пласт Б₀₁) и др.

Рис. 108. Схематический

геологический профиль по горизонту Д₁ Абдрахмановской площади.

Пласты:

1— нефтенасыщенные, 2 — водонасыщенные, 3 — заводненные зака­чиваемой водой, 4 — завод­ненные пластовой водой засчет подъема ВНК и про­движения контуров нефте­носности; скважины: 5 — добывающие, 6 — нагнета­тельные: водонефтяной контакт: 7 — начальный, 8 — текущий

Рис. 109. Схематический геологический профиль по горизонту Д₁ Миннибаевской площад и.

Условные обозначения см. на рис. 108