Бойко B.C. Розробка та експлуатація нафтових родовищ

Подождите немного. Документ загружается.

де Ар = р

- р

- перепад тиску між контурами з радіусами R^ і г

;

Apo = y(R

-r

)

—

початковий перепад тиску (апроксимаційна

величина аналогічно То), у випадку перевищення якого

здійснюється приплив рідини у свердловину (рис. 2.7, а).

ч,

•V,

".с

АР,

АЧп

Л,,,

&£>

о о

\, і

^ 2"^

0, Q

Рисунок 2.7

—

Індикаторні діаграми свердловин (а, 6) та профіль припливу нафти

(в)

із

трьох пропластків за різних депресій тиску (Арі, Apj, Арз) і від-

повідних дебі гів (Q\, Qi,

QT,):

1,2- пропластки, які відповідно спо-

лучаються і не сполучаються між собою

Дослідами, проведеними, наприклад, на свердловинах родовища

Узень, встановлено, що Лро сягає 1-2 МПа. Відповідно, неньюто-

нівський характер пластових нафт має впливати на процеси розробки

покладу, охоплення покладу витісненням та нафтовилучення.

За наявності в розрізі продуктивного пласта пропластків, що

характеризуються різними значинами початкового перепаду

тиску Zlpoi 0 - номер пропластка), індикаторна діаграма

подається ламаною лінією, а в разі сполучених між собою

пропластків - плавною кривою (рис. 2.7, б), що свідчить про зміну

коефіцієнта гідропровідності пласта. Звідси можна прослідкувати

зв'язок між зміною ефективної (працюючої) товщини пласта /г

ф і

нелінійними ефектами та зміною перепаду тиску (рис. 2.7, б, в).

161

Оскільки із збільшенням перепаду тиску збільшується кількість

пропластків, в яких рухається нафта, то знімаючи профілі припливу

(вимірюючи дебіт кожного пропластка

на різних режимах роботи (за

різних депресій тиску 4?j), можна визначити зміну (збільшення)

ефективної товщини пропластка (охоплення розробкою по товщині) за

рахунок підключення до роботи різних пропластків (див. рис.

2.7,

в),

де / - номер пропластка; j - номер режиму роботи. На першому режимі

^еф

h\, на другому - h^

hj і лише на третьому режимі ефективна

товщина дорівнює нафтонасиченій (/ц, = h).

Під час фільтрації

до

свердловини або до групи свердловин градієнт

тиску різний у різних точках пласта. З віддаленням від свердловини

градієнт тиску зменшується і може набувати значини, що дорівнює

значині граничного градієнта тиску або менша за нього.

У таких точках рух нафти практично відсутній, значить утворюються

застійні

зони або цілики нерухомої залишкової нафти. Витіснювальна

вода швидко проривається у видобувні свердловини.

Розміри

застійних

зон

коефіцієнт охоплення

пласта

витісненням

залежать від параметра \.

= (Q\i)

(IcfL),

де Q

—

дебіт свердловини на

одиницю товщини пласта; L - характерний лінійний розмір області

фільтрації (наприклад, половина відстані між сусідніми свердло-

винами);

ц,

- динамічний коефіцієнт в'язкості витіснювальної рідини.

Коефіцієнт охоплення пласта витісненням збільшується зі збіль-

шенням параметра А^ У разі збільшення параметра А^ від 0 до 5

граничний коефіцієнт охоплення пласта витісненням в п'ятиточковій

схемі заводнення підвищується від 0 до 0,8, а за подальшого

зростання параметра А^ до 10 коефіцієнт охоплення збільшується

практично до одиниці, як і під час витіснення ньютонівських нафт.

162

Наприклад, у разі двошарового пласта з товщинами високо- і

малопроникного пропластків відповідно 0,8 і 3,2 м, коефіцієнтами

проникності 0,5 та 0,125 мкм

, уі =

0,002

МПа/м, уг =

0,004

МТТа/м,

L = 250 м,

Q =

/(добу-м) фаничний коефіцієнт охоплення по площі

у високопроникному шарі дорівнює 0,9, а в малопроникному -

0,5.

Для

покладів в'язкопластичних нафт більші коефіцієнти нафтовилучення

можуть бути досягнуті одночасним застосуванням густої сітки

свердловин

високими темпами відбирання рідини.

Аналіз промислових даних стосовно покладів Азербайджану по-

казав,

що в процесі заводнення для покладів з нєньютонівською

нафтою коефіцієнт нафтовилучення (0,35) менший, ніж коефіщєнт

нафтовилучення покладів з ньютонівською нафтою (0,49).

Вплив аномальних властивостей нафти на процес розробки

покладу можна дещо зменшити або запобігти йому. Оскільки в

аномально в'язких нафтах структура з часом зміцнюється,

то потрібно, за можливості, усувати і зводити до мінімуму зупинки

свердловин, особливо таких, які обводнюються. У процесі розробки

покладів нафти з аномальними властивостями в приконтурних зонах

(внаслідок окислення нафти пластовою водою) недоцільно витісняти

нафту від периферійних зон до центральних.

До родовищ з аномальними властивостями нафти можна віднести

близько 25% усіх родовищ. Більшість з них вміщує значні кількості

парафіну за температури насичення, яка близька до початкової плас-

тової температури, і асфальтено-смолистих речовин. Лабораторними

дослідженнями процесу фільтрації високопарафінистої нафти родо-

вища Узень встановлено, що за зниження температури нижче темпе-

ратури насичення нафти парафіном відбувається його кристалізація,

яка супроводжується утворенням структури в нафті, а також заку-

поренням частини порових каналів і згасанням процесу фільтрації.

163

Охолодження нафти може відбуватися у привибійній зоні і в пласті

під час його розкриття, здійснення деяких інтенсифікуючих і ремонт-

них робіт, що супроводжуються нагнітанням у свердловини великих

об'ємів холодних рідин, у разі припливу газованої нафти за рахунок

дросельних ефектів і в процесі нагнітання води або газу в пласт. Це

призводить до зменшення припливу високопарафінистої нафти і

зниження коефіцієнта охоплення розробкою по товщині пласта.

Крім цього, у випадку зниження тиску нижче тиску насичення нафти

газом внаслідок виділення метану, етану та інших вуглеводневих газів

підсилюються структурно-механічні властивості нафти, тому роз-

газування аномальних нафт у пласті недопустиме. Але за великої

кількості азоту, розчиненого в нафті, виділення його із нафти

призводить до значного зниження динамічного напруження зсуву

і зменшення коефіцієнта в'язкості нафти, оскільки під час зниження

тиску із нафти спочатку починає виділятися азот і водночас якраз

розчинений азот зумовлює найінтенсивніше структуроутворення.

Під час нагнітання холодної води в пласт температура на вибої

свердловини швидко наближається до гирлової температури води, що

нагнітається. Співвідношення між радіусами фронту гідродинамічного

витіснення і?ф (межі поділу нафта-вода) і температурним фронтом R

встановлено із умов теплового

матеріального балансів у вигляді:

£-J^X.

(2-13!)

де Ср, с

- питомі теплоємності відповідно рідини і пористого

середовища; т - коефіцієнт пористості; s - водонасиченість (середня)

за фронтом витіснення.

164

У конкретному випадку за т = 0,3; с

/с

= 1,3; s = 0,5 маємо

Дф

Тепловий фронт може відставати від фронту витіснення в 4-5

разів і більше. Оскільки швидкість переміщення фронту витіснення

прямо пропорційна коефіцієнту проникності, то у високопроникному

пропластку фронт витіснення переміститься далі, ніж у малопро-

никному, а залежно від співвідношення коефіцієнтів проникностей

можливе охолодження нафти в малопроникному пропластку, підви-

щення її в'язкості, випадання парафіну, проявлення структурних

властивостей

згасання фільтрації (нафта "замерзає").

Результати дослідів показують, що використання для внутрішньо-

контурного заводнення Узеньського родовища холодної води (10-20 С)

призводить до охолодження пластів, випадання в пористому

середовищі парафіну і зменшення кінцевого коефіцієнта нафто-

вилучення на 9-12% порівняно із коефіцієнтом нафтовилученням у разі

підтримування пластової температури (45%). Тому для таких покладів

необхідно підтримувати не лише тиск, але й температуру, а ще краще

забезпечити її підвищення, що сприяє значному зменшенню

структурно-механічних властивостей нафти.

Складнішою є залежність характеристики витіснення і нафто-

вилучення від властивостей нафти і умов потоку в разі проявлення

в'язкопружнш

{релаксаційних) властивостей

нафти. Такими власти-

востями найчастіше характеризуються важкі нафти (з густиною зви-

чайно понад 934 кг/м

). В'язкопружні властивості виражаються

збільшенням коефіцієнта уявної в'язкості (опору рухові) із зростанням

швидкості фільтрації в каналах змінного перерізу. У великих порах

коефіцієнт уявної в'язкості може бути вищим, ніж у малих, що призв-

одить

до вирівнювання швидкостей

руху рідини

в порах різного розміру.

165

У процесі витіснення в'язкопружної нафти водою виявляються

дві протилежні тенденції: а) з підвищенням швидкості фільтрації

(або градієнта тиску) зростає коефіцієнт уявної в'язкості нафти,

що спричиняє зниження коефіцієнта витіснення; б) збільшення

коефіцієнта уявної в'язкості більшою мірою проявляється в

нроникніших прошарках, у результаті чого вирівнюється фронт

витіснення і підвищується коефіцієнт охоплення по товщині.

У реальних умовах стан ускладнюється ще й тим, що одна і та

ж нафта за малих швидкостей проявляє властивості псевдоплас-

тичиої,

а за більших - в'язкопружної (дилатантної) рідини.

У зв'язку з цим залежність коефіцієнта нафтовилучення від

коефіцієнта в'язкості нафти, швидкості фільтрації і ступеня

неоднорідності пласта змінюється складніше. Лабораторними

експериментами і розрахунками на основі моделі Баклея -

Леверетта виявлено збільшення коефіцієнта нафтовилучення в

разі витіснення в'язкопружних систем порівняно з ньюто-

нівськими. Як правило, в'язкопружні нафти володіють високою

в'язкістю. Виявлено немонотонність залежностей коефіцієнта

витіснення від температури і наявність оптимального інтервалу

температур (40 - 50 С). Ці питання потребують подальшого

дослідження.

Визначення показників розробки родовищ з аномальними

нафтами зводиться до розрахунку процесу витіснення нафти і

температурного поля. Система диференціальних рівнянь неізотер-

мічної фільтрації багатофазної рідини розв'язується чисельним

методом з використанням ЕОМ.

166

2.8 Особливості розробки родовищ з тріщинними колекторами

У наш час з тріщинними колекторами пов'язано близько 60%

покладів вуглеводнів

більше половини світового видобутку нафти.

Тріщинуватість

- повсюдна розсіченість гірських порід макро- і

мікротріщинами - притаманна, тією чи іншою мірою, усім (карбо-

натним і терригентним, окрім сипких) гірським породам. Тріщинними

колекторами

називають такі колектори, фільтраційні властивості яких

зумовлені (переважно або значною мірою) тріщинуватістю. Пустоти

тріщинних колекторів виражені тріщинами, кавернами

їх поєднанням

з порами. Залежно від переважання цих пустот розрізняють різні групи

тріщинних колекторів (тріщинно-кавернозні, тріщинно-порові

т.д.).

Тріщини виявляються як під час розвідування, так

під час розробки

нафтових родовищ. Розміри і густота тріщин (лінійна густота -

кількість тріщин, що перетинають одиницю довжини нормалі, яка

проведена до поверхні тріщин) залежать від літології (речовинного

складу) і товщини пластів, де ці тріщини розвиваються. За цією

ознакою виділяють тріщини

першого

порядку,

які перетинають кілька

шарів, і

тріщини другого

порядку,

що обмежені одним шаром. Тріщини

першого порядку мають протяжність (довжину) за простяганням порід

(вздовж пласта) у межах метрів і сотень метрів, а розкриття (ширину) -

у межах міліметрів - сантиметрів. Тріщини з великим розкриттям

(умовно понад 100 мкм) відносять до макротріщин, оскільки

мікротріщини

- це тріщини з обмеженою довжиною і розкриттям. На

кернах досліджуються мікротріщини, так як під час вибурювання він

розпадається по макротріщинах.

На основі прямих дослідів виділяють закриті (заповнені

твердими речовинами - мінералами, бітумом) і відкриті (заповнені

флюїдом - нафтою, водою, газом) тріщини. Ширина закритих

тріщин становить 1-2 мм і більше, деколи до сантиметрів.

167

Розкриття відкритих тріщин за даними прямих вимірювань у

загальному випадку становить в аргілітах 1-Ю, у карбонатних породах

10-20 і піщаниках 20-30 мкм. Розкриття тріщин у пластових умовах

залежить, окрім типу породи, також від глибини залягання пласта і

тиску флюїдів. На глибинах більше 2000 м значини розкриття тріщин в

усіх типах порід зближуються і, переважно, змінюються від 10 до 15

мкм. Порода, яка має тріщини, на відміну від каверн і nop,

харакіеризується підвищеною стисливістю внаслідок істотної

залежності розкриття тріщин від гиску.

За зростанням іустоти тріщин багато дослідників розподіляють

гірські породи в такий ряд: пісковики, вапняки, мергелі, аргіліти (тобто

густота тріщин збільшується із зменшенням розмірів зерен уламкового

матеріалу). Тріщинні колектори належать, переважно, до карбонатно-

глинистих і карбонатних порід. За даними прямих вимірювань мш

густотою тріщин і товщиною шару (пласта) спостерігається обернено

пропорціональна залежність. З підвищенням товщини шару до 0,1 м

спосіерігасться різке зменшення густота тріщин до 20-70

м"

залежно від

складу порід; в ініервалі товщин

0,1-0,4

м зменшення густоти

сповільнюється, а за товщини шару від

0,4-0,5

м і більше густота тріщин

практично не змінюється і дорівнює 10-15 м"

. Густота тріщин пере-

важмо не перевищує 40 м" (за винятком тонкошарових порід), най-

частіше, особливо для пісковиків і вапняків, вона становить 5-15 м".

У продуктивному розрізі можна зустріти шари (пласти) з високим

ступенем тріщинуватості. Тріщинуватість і кавернозність збільшуються

від периферії структури до склепіння

від підошви до покрівлі пласта.

Сітка тріщин утворена переважно вертикальними або

близькими до них похилими тріщинами, які об'єднуються в одну

або кілька систем. Макротріщини вибірково розвиваються по

густішій сітці мікротріщин і становлять з ними єдину

систему, яка підлягає загальним закономірностям розвитку.

168

При цьому густота макротріщин у 2-10 разів менша за густоту

мікротріщин. Якщо густота мікротріщин коливається від 10 до 100 м",

що дорівнює відстані між мікротріщинами (величина, обернена

густоті) від 0,01 до 0,1 м, то густота макротріщин змінюється в

основному від 1 до 10 м" за відстані між макротріщинами від

0,02...0,1до0,2...1м.

У кожній системі тріщини мають два основних напрямки, які пере-

тинаються під кутом, близьким до

90°.

Часто переважає одна система

з чітко вираженим напрямком

(анізотропія

тріщинуватості), яка в

загальному випадку збігається з напрямком однієї із осей структури,

переважно з довгою віссю. Орієнтацію тріщин характеризують

діаграмами-розами їх простягання.

Особливості будови тріщинних колекторів для мети дослідження

фільтрації, проектування і аналізу розробки можуть бути враховані

двома моделями чисто тріщинних і тріщинувато-пористих колек-

торів.

Тріщинні колектори являють собою гірську породу, розсічену

тріщинами на окремі блоки (матриці) типу "цегляного муру".

Характерний лінійний розмір блоків дорівнює оберненій величині

густоти тріщин. Кожний блок гідродинамічно немовби відокрем-

лений всередині сітки тріщин. У чисто тріщинному колекторі блок

вважають непроникним, що не вміщує нафти (коефіцієнти пористості

і проникності його дорівнюють нулю), а в тріщинувато-пористому

колекторі блоки - це звичайне пористе середовище, яке характе-

ризується пористістю і проникністю.

Відомі подання тріщинувато-пористого пласта моделями Бейкера

(один матричний блок і одна тріщина, яка розміщена горизонтально),

Каземі (багато горизонтальних, рівномірно розміщених блоків

тріщин),

Уоррена - Рута (багатоблочна система типу "цегляного миру"),

169

де Сваана (на відміну від моделі Уоррена

Рута блоки мають форму не

паралелепіпедів, а сфер) та ін. ГХБаренблатт, Ю.П.Желтов та

І.М.Кочіна, які поклали в 1960 р. початок вивченню фільтрації в

тріщинувато-пористих середовищах, запропонували тріщинувато-

пористе середовище розглядати як систему двох, вставлених одне в

одне, різномасштабних "пористих" середовищ, як

систему

подвійною

пористістю або "подвійне" середовище. У кожній точці простору

вводяться по дві значини коефіцієнта пористості, коефіцієнта

проникності, тиску і швидкості фільтрації відповідно в тріщинах і в

порах блоків. Коефіцієнти пористості

коефіцієнти проникності тріщин

і блоків можуть бути зіставимими (одного порядку).

З цих позицій чисто тріщинні колектори подібні пористому

середовищу, в якому зерна виражені непроникними блоками, а з'єднані

між собою пори - системою сполучених, у загальному випадку,

хаотично розміщених тріщин. Стосовно до таких колекторів можна

використати раніше розглянуті методи розрахунку технологічних

показників розробки.

А.Т. Горбунов запропонував аналітичну методику розрахунку в

разі застосування заводнення. Відмінність її від раніше розглянутої

методики ВНДІ-1 полягає в тому, що замість різниці тисків вво-

диться функція тиску, враховується залежність коефіцієнта проник-

ності від тиску, а тако"< у внутрішні фільтраційні опори свердловин

вводяться інерційні опори, які характеризують зростання їх зі збіль-

шенням дебітів свердловин.

Дня масивних покладів наближені методики розрахунку показників

розробки запропонували В.М. Майдебор, М.П. Лебединець.

Тривалість безводного періоду та інтенсивність обводнення сверд-

ловин родовищ з тріщинувато-кавернозними колекторами залежно від

розвитку тріщинуватості за даними В.ММайдебора дуже

різні:

від швид-

кого обводнення (за 2-6 місяців свердловини повністю обводнюються)

170