автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Разработка нефтяных пластов при вытеснении нефти водой в условиях проявления начального градиента давления

ч ^ ^ УУ^ У

На правах рукописи Для служебного пользования

Экз. N../-5*

БОЧАРОВ ВАЛЕРИЙ АЛЕКСАНДРОВИЧ

УДК 622.276.6

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ НЕФТИ ВОДОЙ В УСЛОВИЯХ ПРОЯВЛЕНИЯ НАЧАЛЬНОГО ГРАДИЕНТА ДАВЛЕНИЯ

Специальность 05.15.06 - "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений"

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени до к гор а технических наук

Москва - 1998

Работа выполнена в Открытом Акционерном Обществе Нефтяная компания "Роснефть"

Официальные оппоненты - доктор технических наук,

профессор, академик АГН, чл.-корр. РАЕ Я Мухарский З.Д.

доктор технических наук, профессор, академик РАЕН Праведников Н.К.

доктор технических наук, чл!-корр. РАЕН Казаков А.А.

Ведущее предприятие - Государственная академия ьефти к газа им. И.М. Губкина (ГАНГ).

Защита состоится 25 сентября 1998г. на заседании диссертационного совета Д. 104.02.01 при Всероссийском нефтегазовом научно-исследовательском икституге им. академика А.П. Крылова (ВНИИнефть), Москва, 125422, Дмитровский проезд, д. 10.

С диссертацией можно ознакомиться и библиотеке ВНИИнефть.

Автореферат разослан /?/?/■/?- •>-» - 1998г.

Ученый секретарь

диссертационного совета,

кандидат геолого-минералогических наук,

с.н.с.

ОГЛ1ДЛЯ ХЛРЛК'ГКРИСТИКЛ РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Развитие нефтяной промышленное i м России в последние годы происходило на фоке заметного ухудшения структуры запасов нефти, что в основном связано со значительной выработкой многих уникальных и крупных высокопро lyicnimibix месторождений п ич высоким обводнением, а также онерыггем и вводом в разработку месторождений с трудноизвчекаемыми запасами, приуроченными к коллекторам с высокой геологической неоднородностью и низкой пропицасмосгыо, (-нопефтяным залежам, залежам с ПЫС0К0ПЯ31СИМН нефтями, аномальными условиями их залегания и ее фильтрации в пористых средах. 13 этот же период начались крупные •экономические изменения в народном хозяйстве бывшего СССР и России. В таких условиях экономика страны не смогла выделять нефтяном промышленности необходимые для ее развития ресурсы. Нарушились хозяйственные связи между смежными предприятиями. Проводимая в ходе экономических реформ ценовая и налоговая политика не позволила предприятиям нефтяной промышленности получить достаточный объем собственных ' средств для замещения централизованных бюджетных инвестиций, за счет которых развивалась отрасль. Усугубился кризис неплатежей в России.

В этих условиях исключительно важнее значение для развития отрасли на ближайшую и более отдаленную перспективу приобретают проблемы повышения эффективности разработки месторождений, создания новых технологически« процессов и методе/) . эффективной разработки зрудноизвлекаемых запасов и увеличения нефтеизвлечеиия пластов. Их решение должно способствовать стабилизации или замедлению темпов падения добычи нефти, более полному извлечению ее из недр.

Особенно это касается запасов нефти ряда месторождений Татарии, Башкирии, Казахстана п т.д., фильтрация которой не всегда происходит по закону Дарен, что объясняется сравнительно большим содержанием в них смолисто-асфальтсновых веществ. Движение таких нефген в пористой среде чаще всего хорошо описывается обобщенным законом Дарен с начальным градиентом давления. Такие нефти называются неныотоновскими и характеризуются тем, что при их фильтрации через пористые среды нарушается линейный закон трения Ньютона. Начальный градиент давления может проявиться и в случае фильтрации ньютоновских нефтей вследствие взаимодействия фильтрующейся фазы и пористой среды. Отмеченное относится к фильтрации нефти, газа и воды в низкопроницаемых коллекторах и коллекторах, содержащих глины в качестве цементирующего вещества. Важнейшая особенность разработки

месторождений в условиях- проявления начального градиента давления состоит в том, что достигаемый коэффициент нефтеизвлечения здесь всегда меньше, чем при разработке месторождений ньютоновских нефтен.

В связи с этим при разработке таких месторождений не всегда ' оказывается приемлемым применение традиционных подходов к выбору технологии вскрытия продуктивных пластов при бурении, глушении скважин во время их ремонта, к выбору вытесняющего агента, плотности сетки скважин и систем их размещения, граничных условии разработки, способов эксплуатации скважин, выделению эксплуатационных объектов, гидродинамических методов увеличения нефтеизвлечения и т. д. Здесь возникает ряд методологических вопросов, связанных с оценкой объема дренируемых запасов нефти в непрерывной части пласта, и, в частности, определения работающей эффективной нефтенасыщенной толщины пласта в случае проявления начального градиента давления. Составной частью правильного их решения, на наш взгляд, должно явиться создание расчетных моделей, близких к реальным системам.

Вышеизложенное является свидетельством актуальности проблемы создания динамичной системы прогнозирования показателей разработки нефтяных месторождений в условиях проявления начального градиента давления, а также ее развитая.

Основная идея, которой посвящена работа, заключается в том, чтобы на основе обобщения результатов теоретических, экспериментальных и промысловых исследований характера фильтрации неныотоловских нефтей в пористых средах разработать принципиально новые методические подходы по оценке обьема дренируемых запасов нефти в непрерывной части пласта (пластов) при заданных граничных условиях эксплуатации скважин для различной плотности сетки и систем их размещения па одно-и многопластовых объектах с различными геолого-физическими параметрами и свойствами насыщающих их жидкостей и газов, разработка которых ведется в условиях проявления начального градиента давления.

Задами исследовании.

1. Разработка методических основ по оценке объема дренируемых запасов нефти в непрерывной части пласта при заданных граничных условиях эксплуатации скважин для различной плотности сетки и систем их размещении при разработке одно- и многопластовых нефтяных объектов с различными геолого-физнческнми параметрами и свойствами насыщающих их жидкостей и растворенного в нефти газа в условиях проявления начального градиента даолепля.

£

2. Разработка методических основ оценки характера распределения давлений на забоях скважин многопластового обьекта разработки и времени его безводной эксплуатации.

3. Разработка методических основ определения коэффициента нефтеизвлечепия при разработке нефтяных месторождений в условиях проявления начального градиента давления.

4. Обоснование геолого-промысловых и технологических критериев применимости гидродинамических методов интенсификации и повышения нефтеизвлечепия пластов. Разработка методических основ применения гидродинамического метода интенсификации и увеличения нефтеизвлечепия пластов - изменение направления фильтрационных потоков (ИНФП) и выработка рекомендаций по оптимизации давления нагнетания п различных геолого-промысловых условиях на разных стадиях разработки.

5. Совершенствование способа прогнозирования выработки запасов нефти и оценки технологической эффективности применения гидродинамических методов повышения нефтеизвлечепия пластов, базирующегося на построении характеристик вытеснения нефти водой.

Методика исследовании. Поставленные задачи решатись на базе результатов обобщения большого количества теоретических и лабораторных изысканий, результатов промысловых исследований пластов и скважин и анализа разработки нефтяных месторождений, экспертных знаний. Использован аппарат теории вероятности и математической статистики.

Научная новизна. Диссертационная работа представляет собой обобщение научных исследований в области фильтрации нефтей в пористых средах при вытеснении нефти водой в условиях проявления начального градиента давления и на его основе создание принципиально новых методологических подходов по оценке объема дренируемых запасов нефти в непрерывной части пласта (пластов) при заданных граничных условиях эксплуатации скважин для различной плотности сетки и систем их размещения па одно- и многопластовых объектах с различными геолого-физическими параметрами и свойствами насыщающих их жидкостей. Результаты проведенных исследований позволили установить, что нефтсизвлеченне в неоднородных по проницаемости пластах, разработка которых ведется в условиях проявления начального градиента давления, существенно зависит ог плотности сетки скважин и взаимного их расположения.

Предложено целенаправленное изменение направления фильтрационных потоков (ИНФП) для увеличения нефтеизвлечепия пластов, нашедшее в последние годы широкое развитие на месторождениях страны.

а

б

Разработаны критерии выбора объектов для реализации гидродинамических методов интенсификации добычи нефти и определены области их применения.

Проведены исследования по прогнозированию основных технологических показателей разработки нефтяных месторождений методом построения характеристик вытеснения нефти водой в интегральном безразмерном виде. При этом предложено рассматривать не одну, как общепринято в ранее известных исследованиях этого направления, а четыре характеристики вытеснения: 1)(}н = ^(Зж); 2)(3в == ДОж); 3)ВНФ = ЦОж); 4)ВЖФ = ДОж).

Анализ результатов поведения этих характеристик позволяет:

- выявить общие закономерности и особенности процесса выработки запасов нефти из пористых сред;

- выявить недостатки проектных документов и принять своевременно соответствующие меры для их устранения.

Практическая ценность. Созданные па основе обобщения особенностей фильтрации нефхей в пористых средах при проявлении начального градиента давления методические основы по оценке объема дренируемых запасов нефти в непрерывной части пласта при разработке одно- и многопластовых объектов при заданных граничных условиях разработки для различной плотности сетки скважин и систем их размещения и предназначенные для практического использования в научно-исследовательских организациях и на нефтедобывающих предприятиях отрасли при создании более совершенных геологических и математических моделей процесса разработки нефтяных месторождений позволяют повысить качество проектирования разработки.

Разработанный гидродинамический метод воздействия на пласты -изменение направления фильтрационных потоков (ИНФП) позволяет интенсифицировать процесс разработки, увеличить текущее и конечное нефтеизвлечение пластов, снизить обводненность добываемой продукции и сократить удельный расход воды на вытеснение нефти.

Разработанный способ прогнозирования основных технологических показателей разработки нефтяных месторождений и оценки извлекаемых запасов нефти, базирующийся на построении характеристик вытеснения нефти водой в интегральном безразмерном виде и для пластовых условий, позволяет отобразить фильтрацию смеси нефти и воды в пласте, сравнить выработку запасов нефти по объектам с различными геолого-физическими характеристиками и с проектными показателями, установить причины и факторы, влияющие на характер процесса фильтрации.

Реализации результатов исследовании в промышленности. Опыт применения гидродинамического метода воздействия - изменение

направления фильтрационных потоков получил широкое распространение практически во всех нефтяных районах России и стран СНГ. Впервые в России метод ИНФП внедрен на Покровском месторождении Самарской области в карбонатных и терригенных отложениях. Высокая эффективность метода позволила рекомендовать его применение на Алакаеиском, Дмитровском, Кулешовском, Радаевском, Якушинском и других месторождениях Самарской области. Он нашел применение на месторождениях Татарстана, Северного Кавказа, Западной Сибири, Украины. Количество объектов, охваченных воздействием этим методом, достигло более 200.

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались на Всесоюзных семинарах по разработке нефтяных месторождений под руководством академика А. П. Крылова, проф. Г. Г. Вахитова, члена-корреспондента АН СССР, проф. М. Л, Сургучева (Москва, 1972, 1974, 1985, 1986гг.), на выездной Сессии Научного Совета по проблемам разработки нефтяных месторождений Миннефтепрома (Краснодар, 1974г.), на семинарах отдела разработки ВНИИ (Москва, 1970, 1972, 1974, 1984, 1989гг.), на отраслевых семинарах Минтопэнерго РФ (Ноябрьск, 1989г.; Москва, ВВЦ, 1994г.). Отдельные фрагменты диссертации были изложены в работах "Технико-экономический, анализ и рекомендации по эффективности различных методов повышения нефтеотдачи" и "Развитие современных методов повышения нефтеотдачи пластов, новых технологий и технических средств на предприятиях НК "Роснефть", выполненных в 1994г. и в 1996г. в НК "Роснефть". Работы были переданы для внедрения в нефтедобывающие предприятия ОАО "Варьеганнефть", ОАО "Оренбургнефть", ОАО "Самаранефтегаз", ОАО "Роснефть-Пурнефтегаз", ОАО "Нижневартовскнефтегаз".

Публикации. Основные положения диссертации отражены в 19 опубликованных работах, в т. ч. в одной книге. В рассматриваемых работах автору принадлежит постановка задач, их решение, анализ и обобщение полученных результатов, рекомендации.

Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, заключения и списка литературы, занимающих общий объем 324 страницы машинописного текста, в т. ч. 24 таблицы и 101 рисунка. Список литературы в объеме 18 страниц включает 281 наименование.

В процессе выполнения исследований, изложенных в данной работе, автор использовал актуальные идеи и по сей день богатое научное наследие своих наставников и учителей - члена-корреспондента АН СССР М. Л. Сургучева и доктора технических наук, профессора В. С. Орлова, безвременно ушедших из жизни. Ряд исследований выполнен под их

руководством и при непосредственном их участии, за что автор им признателен и благодарен.

СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ

Во введении показана актуальность темы диссертационной работы, сформулированы основные задачи исследований, направленных на решение проблемы разработки нефтяных месторождений в условиях проявления начального градиента давления.

В первой главе приведены результаты анализа сырьевой базы России, современное состояние разработки нефтяных месторождений и задачи по дальнейшему ее усовершенствованию.

Оценивая в целом сырьевую базу нефтяной промышленности России, необходимо отметить, что в количественном отношении она позволяет решать как текущие, так и прогнозные задачи по добыче нефти. Однако, в течение последних двух десятилетий в связи с открытием в основном месторождений с так называемыми трудноизвлекаемыми запасами нефти, приуроченных к низкопроницаемым коллекторам, к нефтегазовым залежам с обширными подгазовыми зонами, к залежам с высоковязкими нефтями, с анономальными их свойствами, а также в связи со значительной выработкой активных запасов на многих крупных высокопродуктивных месторождениях и с высокой обводненностью добываемой продукции (по России на 01.01.95 она превысила 65%, в т. ч. по Западной Сибири - 54%), структура запасов претерпела коренные изменения. Б то же время трудноизвлекаемые запасы нефти на эту дату выработаны соответственно на 23 и 14%. Такая низкая выработанность запасов говорит о том, что применение традиционных технологий при их разработке в настоящее время становится малоэффективным .

Ухудшение структуры запасов привело к снижению проектного коэффициента нефтеизвлечения с 0,5 в 1960г. до 0,378 в 1993г., в т.ч. но Западной Сибири он снизился на эту дату до 0,371. Текущая нефтеотдача по нефтяным месторождениям России составила 0,263.

Качественное ухудшение состояния сырьевой базы России оказало существенное влияние на объем добываемой нефти, который в последние годы постоянно уменьшался. Начиная с 1988г. общая добыча нефти по странам СНГ снизилась на 38%, по России - на 41%, но Тюменской области - на 45%. Снижение добычи нефти происходило за счет резкогс снижения дебитов нефти (с 1980г.более чем п три раза по России и в 4,8 раз;; но Западной Сибири). Тем не менее фонд эксплуатационных скважин зг это время увеличился на 21 % по России и на 45,7% по Тюменской области.

Ухудшение сырьевой базы произошло также за счет резкого старения месторождении по причине интенсивного нарастания обводненности добываемой продукции. Остаточные извлекаемые запасы нефти на этих месторождениях с полной уверенностью можно отнести к категории трудноизвлекаемых.

Таким образом, основные перспективы добычи нефти в стране связаны с выработкой трудноизвлекаемых и высокообводненных запасов.

Для наиболее полной их выработки требуются новые технологии разработки и методы повышения нефтеотдачи пластов, создание принципиально новых подходов при проектировании, учитывающих геолого-физическую гамму особенностей разрабатываемых пластов и насыщающих их жидкостей и газов, применение более сложных и дорогостоящих технических средств, повышающих эффективность работы добывающих и нагнетательных скважин. Естественно, создание новых технологий потребует определенных затрат как на проведение научно-исследовательских работ, так и на внедрение.

К числу направлений, позволяющих повысить нефтеизвлечение пластов, можно отнести: оптимальное использование известных и внедрение новых технологий по интенсификации и увеличению степени нефтеизвлечения пластов; выбор оптимальной плотности сетки скважин для различных систем их размещения; выбор объекта разработки; выработка четкого представления о состоянии разработки залежи, в частности об объеме дренируемых запасов нефти в непрерывной части пластов, разработка которых проходит в условиях проявления начального градиента давления; применение м промышленных масштабах гидродинамических методов увеличения нефтеизвлечения пластов.

Трудность реализации и эффективность каждого направления различны. Поэтому задачей проектирования разработки является анализ возможных технологий добычи нефти. Особенно это важно, когда разработка конкретного объекта ведется при проявлении начального градиента давления (неныотоновских свойств нефти). Известно, что в этом случае при определенных граничных условиях разработки в процессе фильтрации участвует не весь объем пласта, снижаются сроки разработки, уменьшаются накопленные отборы нефти, снижается приемистость скважин. Разработка таких месторождений требует новых решений и подходов, направленных на более полную выработку запасов. Они должны базироваться как на постоянном уточнении геолого-математичсскои модели каждого конкретного объекта разработки, так и на поиске новых современных технологий, улучшающих процесс вытеснения.

Во второй главе представлены элементы механики нефтеизвлечения пластов в условиях проявления начального градиента

ш

давления, установленные на основе данных теоретических и лабораторных изысканий, промысловых исследований пластов и скважин и анализа разработки нефтяных месторождений.

Отмечается, что одним из факторов, определяющих характер движения жидкости в пористых средах, является ее реологическое поведение, т. е. характер связи между напряжениями и деформациями среды. Известно, что между напряжением сдвига и скоростью деформации существует однозначная и линейная зависимости. Жидкости, для которых нарушается хотя бы одно из этих двух утверждений, называются аномальными, или неныотоновскими. Неньютоповские среды характеризуются тем, что для них нарушается линейный закон трения Ньютона, связывающий скорость сдвига V = (1у/<1п и касательное напряжение Т.

На основе анализа основных положений об аномальных, вязкопластичных жидкостях с неньютоиовским характером фильтрации их в пористой среде, разработанных А. X. Мирзаджанзаде, В. М. Битовым и другими в их многочисленных исследованиях этого направления, в работе представлена физическая природа реологических аномалий, характеризующаяся тем, что жидкость способна к образованию некоторой внутренней надмолекулярной структуры, способной разрушаться при деформации и изменять свойства при течении, а также вновь ее восстанавливать, т. е. характер фильтрации таких жидкостей существенно отличается от характера фильтрации ньютоновских жидкостей. Результаты лабораторных, промысловых исследований пластов и скважин, выполненных в Уфимском нефтяном институте, во ВНИИ, в ТатНИПИнефть, в институте проблем механики АН СССР, в ИГиРГИ, убедительно показали, что на структурно-механические свойства нефтей (на предельное динамическое напряжение сдвига То) оказывают влияние содержание в них парафина, асфальтово-смолистых веществ, углеводородный состав растворенного газа в нефти, температура, давление. Следовательно, величина То является многофункциональной и ее можно представить в виде следующей функции:

То = Г(П,С, А, Г,Т,Р).

В многочисленных работах Ф. И. Котяхова и Ш. К. Гиматудинова показано, что величина вязкости нефти в пластовых условиях находится в зависимости от тех же факторов, что и величина предельного напряжения сдвига То. Следовательно, величина предельного напряжения сдвига То находится в тесной зависимости от вязкости нефти в пластовых условиях. Наличие такой зависимости позволяет получить не только ценную информацию о свойствах пластовой нефти, но и дает возможность

использовать ее при проектировании разработки нефтяных месторождении, продуктивные коллектора которых насыщены неныотоновскими нефтями.

Результаты обобщения научно-исследовательских и промысловых исследований характеристик фильтрации неньютоновских нефтей в пористых средах говорят о необходимости использования их при проектировании и анализе разработки нефтяных месторождений.

Впервые теория фильтрации неньютоповских нефтей при построении расчетных схем-моделей однородных и неоднородных пластов в . форме, удобной для инженерных расчетов при проектировании и анализе разработки месторождений Узень, Карамандыбас, Харьягинское и др., в первом приближении нашла свое отражение в работах В. С. Орлова, Т. П. Миронова, Л. И. Кильдибековой, С. В. Сафронова, А. 0. Палия и актора настоящей работы, в которых был рассмотрен ряд принципиальных вопросов по усовершенствованию методики проектирования * и анализа разработки месторождений ненъютоновских нефтей. В частности, предлагалось при построении расчетной схемы-модели иласта учитывать фактор неполного участия в процессе фильтрации эффективной нефтенасыщенной толщины в зависимости от величины депрессии, установленный на основании интерпретации профилей притока и приемистости. Однако, принимая во внимание, что полученные зависимости коэффициента охвата пласта фильтрацией Ко.ф. от депрессии АР и Ко.ф. от нижнего предела проницаемости Ктш не в полной мере отражают действительную картину фильтрации нефти в пласте, а лишь характеризуют картину в прнзабойной зоне пласга, строгого решения этой задачи не было получено. Одни лишь измерения эффективной работающей толщины непосредственно в скважине не позволяют в полной мере оценить охват пласта дренированием в его основной (удаленной от скважины) части. В частности, на этот факт указывалось в работах А. X. Мнрзаджанзаде, В. М. Ентова, Р. Н. Дняшева и др. Радикальное улучшение научно-теоретического обоснования проектирования разработки месторождений неньютоновских нефтей связано, на наш взгляд, с вопросом оценки дренируемых запасов нефти в непрерывной части пластов при заданных граничных условиях разработки и плотности сетки скважин для различных систем размещения, что позволило бы в какой-то степени решить проблему снижения или сведения на нет влияния структурно-механических свойств нефти на процесс фильтрации и увеличения текущего и конечного коэффициента нефтеизвлечения.

В третьей главе (в первой ее части) освещены современные, не всегда однозначные представления специалистов по оценке влияния различных природных и технологических факторов на эффективность процесса

разработки и нефтеизвлечение пластов, по обоснованию плотности сетки скважин и ее оптимизации на разных стадиях проектирования и разработки нефтяных месторождений с учетом геолого-физических особенностей эксплуатационных объектов. В частности, рассмотрены результаты опытно-промышленных экспериментов по влиянию плотности сетки скважин на величину коэффициента нефгеизвлечения по пласту Д1 Бавлинского месторождения, по пласту А4 Покровского месторождения и на Арланском месторождении (Ново-Хазинскин эксперимент, терригснные толщины нижнего карбона). Разными экспертами по результатам этих экспериментов даются весьма различные цифры, характеризующие потери нефти за счет разрежения сетки скважин.

В работе наряду с рассмотрением влияния плотности сетки скважин и систем их размещения на величину коэффициента нефтеизвлечения также рассмотрено большое число других факторов, которые обусловлены как геолого-физическими особенностями эксплуатационных объектов, так и свойствами насыщающих их флюидов. На примере месторождений Урапо-Поволжья рассмотрено влияние коэффициента песчанистости, степени прерывистости, коэффициента вытеснения нефти водой, подвижности и вязкости нефти на выбор системы размещения и плотности сетки скважин. Особое внимание уделено оценке влияния плотности сетки скважин на коэффициент нефтеизвлечения. Исследованиями были охвачены находящиеся длительное время в промышленной эксплуатации месторождения Урало-Поволжья, Западной Сибири и др. районов. Показано, что в реальных неоднородных пластах плотность сетки скважин при определенных технологических, геолого-физических условиях и свойствах насыщающих флюидов оказывает влияние на технологические показатели разработки и коэффициент извлечения нефти. Эго влияние тем больше, чем более неоднородны и прерывисты нефтяные пласты, хуже их литолого-физические свойства и реологические свойства насыщающих флюидов, выше вязкость нефти в пластовых условиях и др.

В связи с такой постановкой вопроса в работе на основе критического анализа и обобщения результатов исследования влияния плотности сетки скважин для различных систем размещения на темпы отбора и нефтеизвлечение пластов, а также принимая во внимание основные положения об аномальных, вязкопласгичных жидкостях с неньютоновским характером их фильтрации в пористых средах, представлены методические основы по оценке объема дренируемых запасов нефти в непрерывной части пласта при различных граничных условиях разработки и определенной плотности сетки скважин для различных систем размещения в условиях проявления начального градиента давления, которые сводятся к следующему.

Известно, что начальный градиент давления Со может быть связан, с одной стороны, с предельным напряжением сдвига То и параметром пористой среды к

Величину во также можно представить в виде (например, для однорядной системы)

_ ДР0 _ДР0

' (2)

тс

Здесь к - значение проницаемости пласта (пропластка), в котором фильтрация жидкости при предельных значениях То, ДРо отсутствует.

В многорядных системах величина ДРо между контуром питания и первым рядом скважин увеличивается на

О0(Ь,+—),

71

а между последующими - на СоЦ. Для площадных систем значение И оценено в первом приближении путем их трансформации в однорядные системы. Принимая во внимание, что левые части уравнений (1) н (2) одинаковые, и учитывая, что зависимости плотности сетки скважин Б для различных систем размещения от параметра

р^АР0Ук схт0

и зависимости расстояния между скважинами 2а от Б описываются функциями степенного вида, можно представить формулы определения 8 и 2ст для различных систем размещения скважин в виде

^од/^шт

Б = а

V

о

(3)

У

2а = с

АР0Л/кп

\в

ат„

(4)

В выражении (3) коэффициент а характеризует систему размещения скважин, коэффициент в для всех случаев размещения скважин равен 2.

В работе раскрыта физическая сущность коэффициента охвата пласта фильтрацией (Ко.ф.), который характеризует величину работающей эффективной нефгенасыщенной толщины пласта при заданных граничных условиях разработки, плотности се пси скважин и системы их размещения. Величину Ко.ф. можно определить графически (рис.1) или по формуле (5) (например, для логарифмически-нормального закона распределения проницаемости).

т-

0,0

S. л

«г. 1. Зависимость ( и <3еэразм«рних координата* ) коэффициента охвитп пласта фильтрацией от плотности сетьи с кплхин 1,2, 3 - ном:р пласта n.uci 1-Кср 0.1 uku'.VlK) 0.522 п.ист 2-Кср=0,2 чкм2, V(K)-0,522 пласт 3-Кср-0,3 MkV, V(K)"0.522

Ко.ф = 1- F(Kniin) = 1 1 + erf

b(Kmin)-lns _ л/2а[1п(К)] _

(5)

здесь а[1ю(К)] и Ine - параметры логарифмически-нормального закона, Kmin - нижний предел проницаемости согласно выражению (3)

/

min

ах

0Vs

\2

VaAP,

(6)

о J

d

\

Выражение (6) характеризует реально достижимый нижний предел проницаемости, обусловленный существующей или проектируемой плотностью сетки скважин для различных систем их размещения и граничных условий разработки.

В этом случае суммарная эффективная неработающая нефтенасыщенная толщина будет соответствовать выражению

Кшл

ьЭФ.,=нэф |адёк^нэфр(ктш), (7)

о

а суммарная работающая эффективная нефтенасыщенная толщина И эф.н. =Н эф. - Ь эф.н. =Н эф.[1-Р(К пип)]=Н эф. К о.ф. (8)

Так как в выражения (3) и (4) входит значение проницаемости (нижний предел проницаемости Ктш) и вследствие изменения Со обратно пропорционально величине Кпн'п, существенное влияние на величину 8, а, следовательно, на 2сг и на Ко.ф. будет оказывать степень неоднородности пласта по проницаемости.

В работе на конкретных примерах показано, что чем выше степень неоднородности пласта по проницаемости и чем меньше величина средней проницаемости, тем плотнее (при прочих равных условиях) должна быть сетка скважин для достижения наибольшего коэффициента охвата пласта фильтрацией. Наиболее оптимальными системами размещения скважин по плотности сетки во всех рассмотренных случаях являются площадные (в частности, пяти точечная), худшими - рядные по мере увеличения рядов в блоке. Приводятся величины геолого-физических параметров и степень неоднородности пластов по проницаемости, соответствующие тем его объемам, которые вовлекаются непосредственно в процесс фильтрации при заданных граничных условиях и плотности сетки скважин для различных систем их размещения. Эти параметры рекомендуется считать базовыми при построении как геологической, так и гидродинамической (детерминированной) модели нефтяного пласта и в гидродинамических расчетах.

Представленный ход рассуждений по предварительной подготовке исходной геолого-физической информации по пластам для моделирования

к,

процесса разработки в условиях проявления начального градиента давления для различной плотности сстки скважин и систем их размещения позволяет, и первом нриолижении, учесть неныотоновскин характер фильтрации нефги в пористых средах (коэффициент охвата пласта фильтрацией) при математическом моделировании процесса разработки и строже обосновать как текущий, так и конечный коэффициент нефтепзвлечення.

Все вышепредставленные выводы сделаны на основании анализа технологических факторов. Экономические кршерии в работе не рассматривались. Однако, принимая во внимание, что бурение скважин является основной компонентой капитальных затрат, учитывая, что страна переходит на рыночные методы хозяйствования, вопросы оптимизации плотности сетки скважин становятся более важными, нуждаются во всестороннем анализе и требуют специального рассмотрения.

Четвертая глава посвящена особенностям разработки многопластовых объектов нефтяных месторождений при режимах вытеснения нефти водой в условиях проявления начального градиента давления.

На основе краткой истории проектирования и анализа разработки многонластовых объектов разработки Ромашкинского, Арланского, Самотлорского, Мухановского и Узеньского месторождений было показано, что проблема выделения эксплуатационных объектов и полноценной выработки запасов из них далека от завершения. Результаты анализа истории развития методических подходов к вопросу выделения эксплуатационных объектов, выводы и рекомендации по нему до сих пор не отвечают в полной мере требованиям разработки многопластовых нефтяных месторождений и они зачастую разноречивы по своему подходу. Это касается как отечественной, так и зарубежной практики. Совместная разработка неоднородных пластов на многих месторождениях привела к отрицательным последствиям, что выразилось неравномерной выработкой запасов нефти из отдельных пластов и горизонтов (низкий охват выработкой низкопродуктивных коллекторов, быстрое обводнение высокопродуктивных пластов), которые по своим запасам, геолою-физнческой и гидродинамической характеристикам резко отличались между собой.

Принятые меры по регулированию выработки неоднородных пластов (раздельный отбор нефти и раздельная закачка воды с помощью оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации пластов (ОРЭ) и одновременно-раздельной закачки воды (ОРЗ), повышение давления нагнетания и т. д.), разрабатываемых одним фильтром, к существенным изменениям процесса фильтрации не привело, в связи с чем на многих

разрабатываемых месторождениях были в корне пересмотрены принятые ранее решения о составе эксплуатационных объектов и изменении системы разработки с целью вовлечения _(в активную разработку малопродуктивных коллекторов.

В работе представлен ряд моментов, которые можно снести к следующему.

При совместной разработке пластов уменьшается общий относительный охват пластов по толщине процессом выработки. При этом существенное влияние на долю работающих пластов имеет расчлененность объекта эксплуатации. Отсутствие приемистости и притока малопродуктивных пластов, включенных в один эксплуатационный объект, объясняется их взаимовлиянием с высокопродуктивными коллекторами путем образования трещин при разных давлениях для различных пластов (по Р. Н. Дияшеву).

При совместной разработке нефтяных пластов, как показали результаты исследований, особое влияние оказывают эффекты нелинейной фильтрации в неоднородных пластах. На это указывают закономерности роста коэффициента гидропроводности (работающей толщины) с увеличением депрессии на пласт, как для песчаных, так и для алевролитовых коллекторов. Указанные факторы нелинейной фильтрации кардинально меняют картину движения жидкости в каждом пласте, что может привести к невосполнимым потерям в добыче нефти (в коэффициенте нефтеизвлечения) по причине неполного охвата пластов дренированием, опережающего обводнения высокопродуктивных участков. Выбор оптимальной плотности сетки скважин и системы их размещения, правильное задание граничных условий разработки, а также учет фактора перераспределения давлений между пластами помогут, на наш взгляд уменьшить или свести до минимума негативное влияние нелинейной фильтрации при совместной разработке пластов.

При рассмотрении особенностей распределения давлений на забоях скважин и времени безводной эксплуатации при совместной разработке нефтяных пластов было показано, что продуктивные пласты, объединяемые в один эксплуатационный объект, различаются коллекгорскими свойствами по площади и разрезу, эффективными нефтенасыщенными толщинами, свойствами насыщающих пласты нефти, газа и воды. Как правило, скважины вскрывают по одному пласту высокопроницаемый участок, по другому - участок с невысокой проницаемостью. В результате этого сокращаются безводный и основной периоды разработки эксплуатационно!о объекта в связи с опережающим обводнением по высокопроницаемому пласту, на забоях скважин искусственно увеличивается противодавление на малопродуктивные

участки пласта. При разбурпвании одной сеткой скважин нескольких нефтяных пластов, резко различающихся коллекторскнми свойствами, указанные явления значительно усиливаются, вскрытые интервалы пластов отдают нефть или принимают- воду не по всей нефгенасыщенной толщине, а в некоторых случаях при определенных условиях (при проявлении начального градиента давления) процесс фильтрации в отдельных пластах может вообще не присутствовать. На эти недостатки было указано в работах проф. М. М. Сатарова, где отмечалось, что производительность совместно разрабатываемых пластов и темпы обводнения добываемой продукции, во-первых, рассчитываются по рядам скважин, а не по каждой отдельной скважине, во-вторых, используемые методы расчетов (физически содержательные модели проектируемого объекта разработки) не учитывают перераспределение давлений на забоях скважин в сторону их увеличения (уменьшение депрессии), вскрывших одним фильтром совместно разрабатываемые пласты.

Для учета указанного фактора при моделировании процесса разработки многопластового объекта в работе был использован широко применяемый в теории вероятностей метод определения полной вероятности плотности распределения исследуемого параметра (схема наложения двух и более независимых друг от друга полей распределения исследуемого параметра).

Допуская, что на момент распределение по скважинам забойных давлений, а, следовательно, и депрессий, а ташке обводненности при раздельной эксплуатации пластов подчиняется нормальному закону, было получено выражение математического ожидания этих величин для случая совмещения двух нефтяных нласгов с различными гсолого-фтическнми характеристиками в один эксплуатационный объект в виде

Мс'г-(х)= 1 2 ± 4 " ^ (9)

2 2л]п

а для случая совмещения в один эксплуатационный объект двух одинаковых пластов как

Ме'-2 (х) = х ± = X ±0.56419<т(х),

л/тс

(10)

здесь знак"+" соответствует величине Рзаб. ср. и средней обводненности, знак "-" - депрессии АРср, Х- среднее значение исследуемого параметра при раздельной разработке пластов.

В работе показано, что объединение пластов в одни эксплуатационный объект приводит к более однородному распределению рассматриваемых параметров. Для случая (9) величина стандартного отклонения исследуемых величин будет иметь следующий вид:

аГ(х) = = ) + а(х0] (11)

2 V л

Для случая (10)

стс,=2(х) = = 0.8256ст(х). (12)

При рассмотрении распределения времени безводной добычи нефти по скважинам эксплуатационного объекта, а также времени отключения скважин из эксплуатации, в котором совмещены два различных по своим средним геолого- физическим характеристикам пласта, было принято по внимание, что время безводной эксплуатации по каждой конкретной скважине определяется его наименьшим значением по одному из пластов, а плотность и функция его распределения при раздельной разработке пластов подчиняется логарифмически-нормальному закону, т. е. тому же, что и функция распределения проницаемости. Принятие такого условия не противоречит истине, т. к. время появления воды в скважине, как правило, обратно пропорционально величине проницаемости. С учетом сказанного в работе представлено выражение, характеризующее время безводной добычи нефти для случая объединения в один эксплуатационный объект пластов с различными геолого-физическими параметрами, в виде

1 1« др,) + ар2)

2 2л/тг

а при разработке двух одинаковых пластов

(И)

(к

Формулы для определения среднеквадратичного отклонения для условий и 11=12 по своей структуре аналогичны формулам (11) и (12).

В случае, когда, эксплуатационный объект включает в себя п пластов с различными геолого-физическими характеристиками, средние значения рассматриваемых величии можно представить в следующем виде

Ю") = 2г,

а," (х) = Ь, [о(х,) + а(х 2)] + ¿Ь,1+2 „о(х,), (16)

здесь I -1, 2, 3, ..., п-1, п - число пластов в эксплуатационном обьекте,

XI - среднее значение исследуемого параметра по ¡-му пласту при раздельной его эксплуатации;

а и Ь - коэффициенты.

Выражение (15) со знаком "+" соответствует параметру Рзаб, обводненности р, знак"-" - АР, 1бсзв.

Предложенные расчетные формулы для определения средней величины как депрессии (забойного давления), обводненности, гак и времени безводной эксплуатации добывающих скважин, показывают, что совмещение нефтяных пластов в один эксплуатационный объект приводит к увеличению обводненности, к перераспределению забойных давлений в сторону их увеличения, т. е. к снижению депрессии (градиента давления) и времени безводной эксплуатации в сравнении с раздельной эксплуатацией пластов самостоятельными сеткой скважин и системой воздействия. Этот фактор рекомендуется учитывать при выборе вариантов выделения эксплуатационных объектов с помощью моделирования и сравнением технико-экономических показателей разработки.

Полученные результаты по определению средних величин Рзаб, АР, обводненности р, времени безводной добычи нефти 1бези., а также времени отключения скважин на момент 11 при совместной разработке пластов будут также справедливы и при совместной разработке пластов в условиях проявления начального градиента давления Со. При этом средние значения во или ДРо можно определить по формулам (9), (10) и (15) со знаком минус.

± {а,[а(х1)-(-а(х2)] + Уа,1(2.,а(х1)1 (15)

С учетом изложенного в работе представлены результаты рассмотрения особенностей разработки двух непрерывных нефтяных пластов при раздельной и совместной их эксплуатации в условиях ' проявления начального градиента давления (То=0,510x10 МПа). Результаты исследовании позволяют отметить, что для вовлечения одинаковых нефтенасыщениых объемов (Ко.ф,-0,9) неоднородных по проницаемости и различных , но средней ее величине пластов [Kicp.=0,3mkm2, V (Ki)= 0,522; Jv2cp.=G,lrnkm2, V (К2) =0, 522J в процесс фильтрации при разбуривании их самостоятельной сеткой скважин для пятиточечной системы размещения согласно формуле (3) необходимо.разбурить первый пласт по сетке 24.4x1 О^м2, /скв, второй - по сетке 4, 6x1 О*1" м^ /скв. При совместной разработке этих пластов (с учетом Go и перераспределения давлений) Ко.ф. при плотности сетки скважин 24, 4x10Ц м /скв для пласта 1 составит уже величину 0, 835, для пласта 2-0, 125. Общее уменьшение объема дренируемых запасов за счет указанных факторов по двум пластам составило 52%. При плотности сетки 4, 6 х 10''"м /скв соответственно 0.985; 0, 7 и 15,75%.

Представленные результаты исследований позволяют отметить, что вовлечение заданных нефтенасыщенных объемов неоднородных и различных по проницаемости пластов в процесс фильтрации в условиях проявления начального градиента давления при раздельной и совместной их эксплуатации обусловлено определенной плотностью сетки скважин и граничными условиями разработки Go, (АРо), а также различными параметрами Kmin, Кср., V(K), характеризующими пласты. Однако, при моделировании процесса разработки нефтяных пластов и рассмотрении при этом различных вариантов размещения скважин по плотности сетки скважин зачастую закладываются неизменные параметры, что, как правило, приводит к результатам, отличным от реальных.

В пятой главе рассмотрены гидродинамические методы интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеизвлечения пластов и условия их применения. Приводятся некоторые результаты внедрения методов на объектах разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений, подт верждающие их эффективность.

На основе обобщения имеющейся геолого-физической и промысловой информации в диссертации приведена оценка эффсстивности применения ГМУН от геолого-физической характеристики эксплуатационных объектов и технологических особенностей их разработки. Было рассмотрено 16 параметров, которые в той или иной степени могут повлиять на выбор метода воздействия. Для каждого параметра на основании исследований, проведенных во ВНИИ и в других научно-исследовательских институтах, и экспертных оценок

определены пределы значений, при которых реализация того или иного ГМУН (таких методов рассмотрено 11) позволяет получить наибольший эффект, или ожидаемый эффект может оказаться невысоким. Показана также относительная степень влияния каждого из рассмотренных показателей на выбор того или иного метода.

Приведена краткая характеристика условий применения некоторых из методов, а также ряд примеров, подтверждающих эффективность их применения.

Сургучевым М.Л., Гавурой В.Е., Атановым Г.А. и автором настоящей работы впервые предложено целенаправленное изменение направления фильтрационных потоков (ИНФП), как метод увеличения охвата пласта заводнением, сокращения объема закачиваемой воды, улучшения характеристик вытеснения и увеличения как текущего, так и конечного коэффициента нефтеизвлечения. При этом на степень эффективности от ИНФП, как показали результаты исследований, существенное влияние оказывают геолого-физические параметры пластов и свойства жидкостей, насыщающих их, степень неоднородности коллекторов, время начала процесса и др. Подтверждением отмеченных обстоятельств, как правило, является изменение обводненности продукции скважин в результате изменения охвата пласта заводнением. Эти выводы подтверждают исследования, проведенные автором совместно с проф. М. Л. Сургучевым на модели зонально неоднородной по проницаемости по площади залежи нефти. Процесс вытеснения нефти водой проводился при постоянном перепаде давлений и одинаковом для всех рядов скважин. Отключение скважин в рядах проводилось при 95% содержании воды в добываемой продукции. В каждом элементе залежи насыщенность изменялась в зависимости от объема прошедшей жидкости в соответствии с кривыми фазовых проницаемостей. Расчеты проведены на аналого-цифровом вычислительном комплексе (АЦВК) "Сатурн", моделирующем фильтрацию неоднородных жидкостей в неоднородной пористой среде путем представления продуктивного пласта ячеистой структурой.

Для изменения направления фильтрационных потоков жидкости в пласте, с целыо вовлечения в разработку застойных зон, дополнительно к первоначальным некоторые эксплуатационные скважины были переведены в нагнетательные по линиям, разрезающим пласт на четыре блока. Были рассмотрены три варианта ввода дополнительных разрезающих нагнетательных рядов - при достижении прокачанных объемов воды в пласт до ИНФП, равных соответственно 0, 828; 1, 34; 1, 876 от объема пор пласта.

Результаты исследований показали, что наилучшими показателями разработки характеризуется первый вариант ввода

дополнительных нагнетательных рядов скважин при Т= 0,828, т. е. в период основной стадии разработки, когда залежь полностью разбурена, достаточно хорошо изучено ее геологическое строение и сформирована г ибкая система заводнения. При этом сокращается время извлечения основных запасов нефти, улучшается отмывка слабодренируемых зон, увеличивается коэффициент охвата. Наихудшими показателями разработки .характеризуется третий вариант при Т= 1,876.

Высокая эффективность метода, выявленная на основе анализа процесса моделирования, позволила рекомендовать его применение на многих объектах разработки нефтяных месторождений Самарской и Оренбургской областей, Западной Сибири, Татарстана, Башкортостана, Северного Кавказа, Украины, Белоруссии, Коми Республики, Республики Казахстан. Метод позволил повысить эффективность регулирования процесса разработки нефтяных месторождений, снизить добычу попутной воды, увеличить коэффициент охвата пласта воздействием в низкопроницаемых и неоднородных коллекторах, вовлечь в разработку недренируемые и тупиковые зоны.

Современный период развития нефтяной промышленности России характеризуется переходом большого числа высокопродуктивных нефтяных месторождений на позднюю стадию разработки, для которой свойственны резкое возрастание обводненности и снижение добычи нефти. В этих условиях очень часто, стараясь уменьшить темп падения добычи нефти и пытаясь сохранить или повысить количество отбираемой жидкости, во многих регионах стали увеличивать объемы закачиваемой воды, что приводило в зонах отбора к превышению текущего пластового давления над начальным. При этом недооценивался вред, приносимый при разработке пласта.

Эти выводы были получены автором совместно с проф. И.Д. Амелиным в 1991г. при проведении анализа разработки 121 объекта разработки по 79 месторождениям Западной Сибири по обоснованию минимальной величины пластового давления, обеспечивающей проектные уровни отбора жидкости и повышающей эффективность ремонтных работ в скважинах при разработке нефтяных месторождений с заводнением. Было установлено, что такой подход при разработке месторождений применялся почти повсеместно, а часто просто превалировал, невзирая ни на стадию разработки, ни на систему воздействия на пласт, ни на геолого-промысловую характеристику и ее изменчивость по площади и разрезу. Превышение объемов закачки над отбором жидкости в пластовых условиях на 15-20% осуществлялось как бы для создания запаса прочности на случай перетоков, оттока воды в

законтурную область и др. Фактически же тем самым создавались условия для оттоков и перетоков, а также создавались неоправданные трудности и осложнения при ремонтах и бурении скважин за счет большого расхода солей при глушении скважин и для подготовки буровых растворов.

В работе на примере опыта разработки месторождений Татарстана показано, что поддержание пластового давления на уровне начального или несколько ниже его с научно обоснованным регулировшшем объемов закачки и отборов жидкости дало вполне положительные результаты не только в области разработки (в частности, сохранение величины коэффициента продуктивности на первоначальном уровне), но и сняло проблемы использования в больших объемах соли для глушения скважин и приготовления буровых растворов.

Шестая глава диссертации посвящена вопросам прогнозирования технологических показателей разработки длительно разрабатываемых залежей нефти и оценки нефтеизвлечения пластов (извлекаемых запасов) путем построения характеристик вытеснения нефти водой.

Следует подчеркнуть, что сложность проблемы прогнозирования показателей разработки залежей нефти на поздней стадии связана с определенными трудностями, которые характеризуются двухфазной и трехфазной фильтрацией жидкостей в пласте, а также значительной добычей воды попутно с нефтью. Кроме того, эти трудности усугубляются проблемами поддержания скважин в работоспособном состоянии, реконструкции или развития поверхностного обустройства месторождения, обеспечения экологии окружающей среды и пр. Тем не менее к настоящему времени разработано и апробировано достаточно много методов для квалифицированного подхода при оценке прогноза разработки нефтяных месторождений применительно к разным стадиям. Наиболее полноценно указанная задача может быть решена путем воспроизведения предшествующего периода эксплуатации залежей с помощью математического моделирования, а также с помощью так называемых характеристик вытеснения. Безусловно использование этих подходов для прогнозирования основных показателей разработки должно базироваться на результатах обобщения и анализа разработки. Все это в совокупности позволяет добиться в определенной мере необходимой точности в прогнозных расчетах основных показателей разработки.

В работе представлен анализ наиболее широко применяемых методов прогноза процесса обводнения нефтяных залежей при их разработке (методы М. И. Максимова, Б. Ф. Сазонова, Л. М. Пирвердяна, Г. С. Камбарова, А. В. Копытова, С. Н. Назарова - Н. В. Сипачева, В. С. Орлова, А. А. Казакова, А. В. Давыдова, 10. П. Жслтова и др.), основанных на

построении характеристик вытеснения. Обращает на себя внимание то, что известные характеристики вытеснения (на сегодняшний день более 70 видов) в целом с достаточной мерой условности надежны для анализа и в меньшей степени для прогноза процесса добычи нефти как на определенный период разработки, так и на перспективу, поскольку базируются на фактических данных разработки залежей и интегрально учитывают геолого-физическую характеристику пласта и насыщающих его флюидов, а также особенности эксплуатации скважин, систему и плотность их размещения и т. д. Характеристики вытеснения также широко используются при проведении оценки технологической эффективности мероприятии но интенсификации добычи нефти и повышению нефтеизвлечения пластов.

Как показали результаты многочисленных исследований, многие характеристики вытеснения мало чем отлетаются друг от друга, т.к. в основе их построения заложена основная зависимость Он=ЯОж) с различной модификацией осей абсцисс и ординат. Анализ большого количества обобщающих исследований по выявлению наиболее точных методов не дал однозначного ответа. Основные причины неоднозначности результатов этих исследований сводятся к значительным отклонениям (как правило, к завышению) при оценке как извлекаемых запасов, так и технологической эффективности при проведении мероприятий по повышению нефтеизвлечения. Эти отклонения по некоторым способам довольно значительны (от 20 до 35%).

В связи с этим нельзя говорить об универсальности одних характеристик вытеснения и неправомерности других. Поэтому, используя ту или иную характеристику вытеснения для оценки извлекаемых запасов и эффективности от проведенных мероприятий, необходимо прежде всего знать область ее применения (в частности, вероятность выхода характеристики вытеснения на прямую). Наиболее полно этот вопрос рассмотрен в работах А. А. Казакова, А. В. Давыдова и В. В. Луценко. ?

В работе представлен удобный способ построения характеристик вытеснения и методика их использования для прогноза добычи нефти из залежей и оценки технологической эффективности ГМУН и извлекаемых запасов нефти на поздней стадии их разработки.

Предлагаемый метод построения характеристик вытеснения, как и другие, базируется на известной истории разработки конкретного объекта. Отличие его от ранее известных заключается в том, что все характеристики вытеснения, а их четыре:

2.ВНФ = тх); 4 .вжф=№ж),

представляются в интегральном безразмерном виде и в пластовых условиях, что позволяет отобразить фильтрацию смеси нефти и воды в пласте, сравнить выработку запасов нефти по объектам с различными геолого-физическими характеристиками и с проектными показателями, установить причины и факторы, влияющие на характер процесса (рис. 2).

—к— ) Зн

Зв 1 ВНФ " ВЖф1*

Рис. 2 • Фактические характеристики »ьгтесиемия по пласту Д1 Бавлинского месторождения

(

Здесь Озап, Он, ()в - соответственно начальные балансовые запасы нефти, накопленные отборы нефти и воды в пластовых условиях, <2ж = Ож/Озап - безразмерное время. Характеристики вытеснения ВНФ = Г (С!>к) и <2в = 13((2ж) являются основными (базовыми), т. к. только они в определенный период времени могут выйти на прямую. Две другие -(}и=(((2ж) и ВЖФ=Г(С}ж) являются производными от первых двух. На построенных характеристиках вытеснения (}в = <2в/<3зан 1"((2ж) и ВНФ = £(Ож) выделяются прямолинейные отрезки, координаты точек которых обрабатываются по методу наименьших квадратов для определения постоянных коэффициентов в уравнениях

Qb = AiQsk+ Bi, (17)

ЛНФ --= A2Q;K+ B2, (18)

где Ai, A2 - угловые коэффициенты прямых (тангенс угла наклона прямой к оси абсцисс); Bi, Ш - от|)езки, отсекаемые на оси ординат.

В работе отмечается, что строгого математического решения выхода характеристики вытеснения BHO=f(Q»;) на прямую получить нельзя, т. к. характеристика Qir=f(Q;K), являясь составной частью ВНФ, описывается кривой параболического типа. Однако, принимая во внимание, что прирост в добыче нефти на поздней стадии разработки месторождений незначителен, характеристика ВНФ=ДОж) на этой стадии разработки с большой степенью точности может быть описана прямой.

Представленные уравнения позволяют получить выражения для построения остальных двух характеристик: суммарной добычи нефти Qii = Qb/ВНФ = (AiQ:k+Bi)/(A2Qhc+ Вг) и водожидкостного фактора ВЖФ =-• Qb/Qjk =[Q3an(AiQ-/K+ Bi)] /Q>x.

Предлагаемый способ построения характеристик вытеснения апробирован на 68 длительно разрабатываемых объектах разработки с терригенными и 47 объектах с карбонатными коллекторами.

Анализ сопоставления характеристик вытеснения позволил выявить ряд общих закономерностей и особенностей их поведения, которые сводятся к следующему.

1. Время выхода Ож характеристик вытеснения Qb =f(Qnc) и ВНФ = í(Qjk) на прямую находится в обратной зависимости от соотношения вязкостных характеристик нефти и воды, т. е. с увеличением |1о время выхода Qjkí характеристик вытеснения 1 и 2 на прямую уменьшается. Граница начала рабочей области характеристик вытеснения 1 и 2 с увеличением ¡Jo имеет, тенденцию параллельного смещения влево к оси Y, наступает более ранний прогнозный период за счет прогрессирующего обводнения добываемой продукции - ро_ста ВНФ и ВЖФ при низких текущих значениях нефтеизвлечения Qh. Причем, выход этих характеристик на прямую происходит, за некоторым исключением, в одно и то же время Ожт.

2. С точки зрения математической логики экстраполяция линейных участков характеристик вытеснения 1 и 2 вниз должна привести к их схождению в одной точке на оси абсцисс. При определенном значении величины Q>k=C (здесь С - точка схождения характеристик вытеснения 1 и 2 на оси абсцисс) левые части уравнений (17) и (18) должны обратиться в ноль. Однако, как показал анализ многочисленных характеристик вытеснения длительно разрабатываемых залежей нефти, такое точное схождение не удалось выявить ни по одному из рассматриваемых

объектов разработки. Наиболее близкие варианты схоледенил этих характеристик вытеснения в точку С на оси абсцисс наблюдаются по объектам разработки месторождений Урало-Поволжъя, что объясняется вполне корректной геолого-промысловой информацией, используемой для построения указанных выше характеристик вытеснения (геологических запасов нефти, фактических показателей разработки

по добыче нефти и воды, пересчетных коэффициентов - плотности нефти и воды, объемных коэффициентов нефти и воды, используемых для перевода в пластовые условия как запасов, так и фактической добычи нефти и воды). Отмеченное обстоятельство имеет важное значение, ибо оно

указывает, что геолого-промысловая информация, используемая как при анализе, так и при проектировании процесса разработки, должна постоянно уточняться и корректироваться по мере ее накопления.

3. Тангенс угла а2 (коэффициент Аг в уравнении 18) наклона линейного участка характеристики вытеснения ВНФ=Г(С>ж) к оси абсцисс с увеличением ¡lo имеет тенденцию роста. При этом коэффициент В в уравнении (18) уменьшается по своей абсолютной величине. В то же время тангенс угла al (коэффициент Ai в уравнении 17) наклона линейного участка характеристики вытеснения Qb=í(Q») с увеличением f-lo меняется незначительно, что в первом приближении можно объяснить небольшим расхождением в значениях вязкости пластовой и закачиваемой воды по рассматриваемым объектам разработки. В этом случае фактические прямолинейные участки характеристик вытеснения 1 и 2 по объектам разработки с различными геолого-физическими параметрами автомодельно смещаются влево в сторону оси ординат по мере увеличения Jio (коэффициент В уравнения (17) по своей абсолютной величине уменьшается).

4. Линейный участок характеристики вытеснения Qb = í(Qjk) по всем анализируемым объектам при выходе на прямую не имеет изломов даже при существенных изменениях процессов извлечения нефти. В первом приближении этот факт можно объяснить тем, что пластовая вода, так же как и закачиваемая в пласт с поверхности, обладает относительно низкими вязкостными характеристиками по сравнению с нефтью и является ньютоновской жидкостью. /

5. Линейный участок характеристики вытеснения ВНФ = í(Q;k) может быть как без изломов, так и с изломами (уменьшение или увеличение tg угла наклона прямой), причем, для каждого нового прямолинейного участка характеристики (если их несколько) находятся свои коэффициенты Asi и B2¡ для уравнения прямой (18).

Уменьшение угла наклона прямолинейного участка характеристики вытеснения ВНФ = f(Qnc) или автомодельное ее

смещение вправо объясняется улучшением процесса вытеснения за счет вовлечения в активную разработку невырабатываемых или слабо вырабатываемых запасов нефти на основе научно-обоснованного внедрения методов повышения нефтеиз влечения. Возрастание же угла наклона прямолинейного участка этой характеристики вытеснения свидетельствует об отрицательном технологическом эффекте (увеличение^ обводненности продукции, снижение текущей добычи нефти).

Однако, как показал анализ многочисленных фактических характеристик вытеснеши длительно разрабатываемых- залежей нефти, внедрение технологий с целью повышения нефтеизвлечения пластов не во всех случаях приводит к изменению характеристики (18), а следовательно, и к положительному результату, что можно объяснить несколькими причинами, которые сводятся к несоблюдению как проектных решений, так и условий внедрения технологии и ее слабой научной и практической обоснованностью. Эффект может быть "смазан" за счет потери нефти по скважинам, расположенным за пределами опытного участка. Причины этого явления могут быть разными: влияние интерференции, остановка скважин по технологическим причинам и т. д.

Выявленные на основе анализа некоторые общие закономерности и особенности поведения характеристик вытеснения длительно разрабатываемых залежей нефти, приуроченных к терригеиным и карбонатным коллекторам, могут быть использозаны при прогнозировании разработки конкретного объекта разработки методами математического моделирования процесса на ПЭВМ (оценке уровней добычи нефти и обводнения добываемой продукции), а также при анализе разработки и сравнении процесса выработки различных по своим геолого-физическим характеристикам, физическим свойствам насыщающих жидкостей объектов разработки. Они также могут быть использованы при выработке подходов по усовершенствованию условий разработки залежей нефти с целью достижения эффективной выработки запасов нефти, а также избежания крупных ошибок в оценке добываемых возможностей конкретной залежи.

В работе на примере рассмотрения истории проектирования и анализа разрабо'пси пластов АЗ и А4 Кулешовского месторождения, а также по карбону (залежи бобриковского горизонта и турнейского яруса) Туймазинской площади показано, что представленные характеристики вытеснения могут быть использованы для своевременного установления правильности принятых в проектных документах основных положений и внесения в ни> соответствующих корректив, для выявления причин расхождения проектных и фактических показателей разработки, для

детального анализа характера выработки запасов нефти из объекта на определенных отрезках времени его разработки.

Основные результаты и выводы

1. Обобщены результаты теоретических, экспериментальных и промысловых исследований характера фильтрации неныотоновских нефтей в пористых средах. По данным статистической обработки результатов промысловых определений коэффициента гидропроводности коллекторов и работающей эффективной нефтенасыщенной толщины в скважинах месторождений Ромашкинское и Узень в работе представлены зависимости указанных параметров от величины установившейся депрессии, что обусловлено проявлением неньютоновских свойств фильтрующейся жидкости в неоднородных пластах. Неучет этих факторов при проектировании разработки месторождений неньютоновских нефтей может привести к неоправданно завышенным объемам добычи нефти и коэффициентам нефтеизвлечения.

2. Определены основные направления в области усовершествования проектирования разработки месторождений в условиях проявления начального градиента давления, которые сводятся к учету фактора неполного участия нефтенасыщенного объема пласта (пластов) в процессе фильтрации при заданной плотности сетки скважин для различных систем их размещения и граничных условиях разработки, что позволит в какой-то степени решить проблему снижения или сведения на нет влияния структурно-механических свойств нефти на процесс фильтрации и увеличить текущий и конечный коэффициент нефтеизвлечения.

3. Дан анализ современных представлений о влиянии плотности сетки скважин и систем их размещения на текущую и конечную величину нефтеизвлечения на разных стадиях разработки нефтяных месторождений с учетом геолого-физических особенностей эксплуатационных объектов. Несмотря на то, что, по общему признанию, степень нефтеизвлечения зависит от плотности сетки скважин, пока не найдены строгие универсальные количественные критерии доя решения проблемы оптимального расстояния между скважинами при разработке месторождений ньютоновских и неныотоновских н'ефтей с различными геолого-физическими параметрами и граничными условиями эксплуатации скважин.

4. Получена зависимость плотности сетки скважин, где учитывается различная система их размещения от заданных граничных условий разработки (перепад давлений, начальный градиент давления), геолого-физическая характеристика пласта (нижний предел проницаемости Ктт), струюурно-механические свойства нефти Хо. На основе этой

Э 1

формулы разработаны методические основы по оценке объема дренируемых запасов нефти (коэффициента охвата пласта фильтрацией) в непрерывной части неоднородных по проницаемости пластов, эксплуатация которых проходит в условиях проявления начального градиента давления.

5. На основе проведенных расчетов установлено, что нефтеизвлечение в неоднородных по проницаемости пластах, разработка которых ведется в условиях проявления начального градиента давления, существенно зависит от плотности сетки скважин для любых систем их размещения. Теоретические расчеты процесса вытеснения указали на возможность снижения КИН на 20% с разрежением сетки скважин с 9х101*до Збхю'У/скв.

6. На основе анализа результатов разработки многопластовых объектов крупнейших месторождений выявлены важные закономерности изменения коэффициента охвата фильтрацией каждого из совместно разрабатываемых пластов и коэффициента гидропроводности от перепада давлений. Выявлены и обоснованы факторы, обуславливающие слабую выработку запасов. Показано, что приемистость (продуктивность) скважин, эксплуатирующих совместно разрабатываемые пласты, в большей степени зависит от взаимовлияния пластов.

Показано, что основным фактором, обуславливающим снижение гидропроводности пластов в нефтяных скважинах с понижением депрессии, является аномалия вязкости фильтрующейся жидкости, т. е. проявление неныотоновских свойств нефти.

7. Разработаны методические принципы и подходы по учету при проектировании разработки многопластовых объектов особенностей распределения давлений на забоях скважин, обводненности и времени безводной эксплуатации при совместной разработке нефтяных пластов. На основе представленных формул показано, что разработка продуктивных пластов, объединенных в один эксплуатационный объект, протекает при более высоких забойных давлениях (пониженной депрессии), интенсивном росте обводненности добываемой продукции, малом безводным периодом в сравнении с вариантом при раздельной разработке пластов.

8. Показано, что при разбуривании единой сеткой скважин нескольких нефтяных пластов, резко различающихся коллекторскнми свойствами, объем дренируемых запасов нефти существенно зависит от плотности сетки скважин при разных системах их размещения. Большое влияние на характер фильтрации оказывает также распределение давлений между совмещенными пластами и опережающее обводнение высокопродуктивных пластов.

9. Разработаны основные методические подходы применения гидродинамических методов интенсификации добычи нефти, выявлены области их эффективного использования в зависимости от геолого-физической характеристики эксплуатационных объектов и технологических особенностей их разработки. Определены критические значения | геолого-физических и технологических характеристик пластов, при которых реализация различных ГМУБ позволяет получить наибольший технологический эффект.

10. Впервые предложено целенаправленное изменение направления фильтрационных потоков (ИНФП) для увеличения нефтеизвлечения пластов. Обоснованы принципы использования метода ИНФП. Установлено, что наибольший эффект от осуществления метода ИНФП наблюдается в начале основной стадии разработки, т.е. в перйод, когда залежь полностью разбурена, достаточно хорошо изучено ее геологическое строение и сформирована гибкая система заводнения.

11. На основе анализа разработки нефтяных месторождений Татарстана, Тюменской и Томской областей показано, что повышение давления нагнетания с целью интенсификации нефтедобычи, наряду с положительными результатами, может привести к усилению неравномерности продвижения фронта вытеснения, к преждевременным прорывам воды в скважины, к созданию водяных блокад, ухудшающих проницаемость призабойной зоны, а также к осложнениям при ремонта* и бурении скважин за счет большого расхода солей при глушении скважин и для подготовки буровых расходов. Установлено, что поддержание пластового давления на уровне близком к начальному улучшает показатели разработки пластов, снижает осложнения при ремонте г бурении скважин.

12. Предложен удобный способ прогнозирования основны> технологических показателей разработки месторождений, которьн базируется на построении характеристик вытеснения нефти водой Апробация метода на месторождениях с различными геолого-физическими "характеристиками показала хорошее совпадение расчетных и фактических данных.

13. Выявлены общие закономерности и особенности поведенш характеристик вытеснения длительно разрабатываемых заЛежей нефти которые рекомендуется использовать при прогнозировании разработку конкретного объекта разработки методами математического моделирования процесса (оценке уровней добычи нефти и обводнение добываемой продукции), а также при анализе разработки и при сравнент процесса выработки различных по своим геолого-физическиг. характеристикам, физическим свойствам насыщающих жидкостей объекта

разработки. Они также могут быть использованы при выработке подходов по усовершенствованию условий разработки залежей нефти с целью достижения эффективной выработки запасов нефти, а также избежания крупных ошибок в оценке добывных возможностей конкретной залежи.

14. Представленный способ сравнительного анализа проектных и фактических показателей разработки длительно разрабатываемых залежей нефти с' помощью характеристик вытеснения позволяет выявить как достоинства и недостатки проектных документов, так и эффективность фактического процесса выработки запасов и принять своевременно соответствующие меры для их устранения.

Реализация результатов работы

Основные результаты работы докладывались на Всесоюзных семинарах по разработке нефтяных месторождений под руководством академика. А.П. Крылова, проф. Г. Г. Вахитова, члена-корренспондента АН СССР, проф. М.Л. Сургучева (Москва, 1972, 1974, 1985, 1986гг.), на выездной Сессии Научного Совета по проблемам разработки нефтяных месторождении Миниефтепрома (Краснодар, 1974г.), на семинарах отдела разработки ВНИИ (Москва, 1970, 1972, 1974, 1984, 1989гг.), на отраслевых семинарах Минтопэнерго РФ (Ноябрьск, 1989г., Москва, ВВЦ, 1994г.).

Фрагменты диссертации, посвященные вопросам применения гидродинамических методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефгеизвлечения пластов (в частности, метод ИНФП, вопросы по оптимизации давления нагнетания в различных геолого-промысловых условиях) были изложены в работах "Технико-экономический анализ и рекомендации по эффективности различных методов повышения нефтеотдачи" и "Развитие современных методов повышения нефтеотдачи пластов, новых технологий и технических средств на предприятиях НК "Роснефть", выполненных в 1994г. и в 1996г., в РЖ "Роснефть". Работы были переданы для внедрения в нефтедобывающие предприятия ОАО "Варьеганнефть", ОАО "Оренбургнефть", ОАО "Самаранефтегаз, ОАО "Роснефть-Пурнефтегаз", АО "Нижневартовскнефтегаз".

Заключение

Диссертационная работа представляет собой теоретическое изыскание и создание принципиально новых методологических подходов по оценке объема дренируемых запасов нефти в непрерывкой части пласта (пластов) при заданных граничных условиях эксплуатации скважин для различной плотности сегки и систем их размещения на одно- и многопластовых объектах с различными геолого-физическими параметрами и свойствами насыщающих их жидкостей, разработка

которых ведется в условиях проявления начального градиента давления. Результаты этих исследований позволяют решать крупные научно-технические проблемы по вводу в активную и эффективную разработку месторождений неньютоновских нефтей, создать более совершенные геологические и математические модели процессов разработки месторождений неньютоновских нефтей, повысить качество проектировния разработки.

В диссертации защищаются следующие основные положения:

1. Результаты теоретических, экспериментальных и промысловых исследований характера фильтрации неньютоновских нефтей в неоднородных пористых средах для выработки основных направлений в области усовершенствования проектирования разработки месторождений в условиях проявления начального ¡радиента давления.

2. Критерии выбора плотности сетки скваясин, их размещения и системы воздействия на разных стадиях проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом геолого-физических особенностей эксплуатационных объектов и насыщающих их флюидов.

3. На основе полученной зависимости плотности сетки скважин для различных систем размещения от заданных граничных условий разработай, нижне'го предела проницаемости и предельного динамического напряжения сдвига методические основы оценки объема дренируемых запасов нефти (коэффициента охвата пласта фильтрацией) в непрерывной части неоднородных по проницаемости пластов, разработка которых проходит в условиях проявления начального градиента давления.

4. Основные принципы и критерии выделения эксплуатационных объектов разработки многопластовых нефтяных месторождений.

5. Методические принципы и подходы по учету особенностей распределения давлений на забоях скважин, обводненности и времени безводной эксплуатации при проектировании разработки многопластовых объектов.

6. Методические основы оценки объема дренируемых запасов нефти при разработке многопластовых объектов в условиях проявления начального градиента давления. /

7. Метод повышения эффективности разработки и коэффициента нефтеизвлечения - изменение направления фильтрационных потоков.

8. Способ прогнозирования основных технологических показателей разработки нефтяных месторождений, базирующийся на построении характеристик вытеснения.

Совокупность результатов решения поставленных задач и основных защищаемых положений диссертационной работы позволила сформировать

методические основы по оценке объема дренируемых запасов нефти в непрерывной части на одно- и многопластовых объектах, разработка которых ведется в условиях проявления начального градиента давления, позволяющие их использование при моделировании процесса фильтрации нефти в пористых средах и получить более достоверный прогноз технологических показателей разработки нефтяных месторождений.

Основные положения диссертационной работы отражены п следующий работах:

1. Промысловые исследования термогидродинамического режима работы эксплуатационных скважин на месторождении Жетыбай. Нефтяное хозяйство, 1969, N3, с. 33-35 (Е. В. Тесшок, Б. А. Алиев).

2. Оценка неоднородности пластов по проницаемости на основе профилей притока и приемистости скважин. - Сб. науч. тр./ВНИИ, М., 1971, вып. 40, с. 45-50.

3. Оценка охвата вытеснения нефти водой по геолого-промысловым данным. - Нефтяное хозяйство, 1971, N4, с. 50-55 (Н.Е. Быков, B.C. Орлов, А.И. Осадчий, Ю.К. Юферов).

4. Оценка нижнего предела проницаемости и охвата мощности пласта вытеснением по промысловым данным на примере месторождения Узень. - Сб. науч. тр./ВНИИ, М„ 1972, вып. 44, с. 161-168 (B.C. Орлов).

5. Оценка влияния изменения направления фильтрационных потоков на показатели разработки нефтяного месторождения. - Сб. науч. тр./ВНИИ, М., 1974, вып. 49, с. 109-115 (М.Л. Сургучев).

6. Исследование влияния темпов и последовательности ввода скважин в эксплуатацию на показатели разработки нефтяного месторождения. -Нефтяное хозяйство, 1974, N2, с. 30-35 (Н.Е. Нестерова, B.C. Орлов, Л.Г1. Рыбицкач).

7. Изменение направления потоков жидкости - способ регулирования процесса эксплуатации при заводнении неоднородных пластов. В сб. "Регулирование процессов эксплуатации нефтяных залежей". Материалы выездной сессии научного совета по проблемам разработки нефтяных месторождений АН СССР и Центральной комиссии по разработке нефтяных месторождений министерства нефтяной промышленности. М., 1976, изд-во "Наука", с. 76-85 (М.Л. Сургучев, В.Е. Гавура, Г.А. Атанов).

8. Анализ результатов исследования скважин месторождения Узень глубинными дебитомерамн и расходомерами. - Сб. науч. тр./ВНИИ, М., 1976, вып. 55, с. 145-153 (Ж.Д. Апакаев).

9. Оптимальное распределение добычи нефти и определение давления нагнетания при разрабогке многопластового месторождения. -Нефтепромысловое дело, 1976, N6, с. 9-12 (Ю.В. Михайлов, Н.Е. Нестерова, B.C. Орлов).

10. Краткий обзор исследований по выделению эксплуатационных объектов. - Сб. науч. тр./ВНИИ, М.; 1980, вып. 72, с. 151158 (В.В. Воинов, З.К. Рябинина).

11. Особенности распределения давления на забоях скважин при совместной разработке нефтяных пластов. - Сб. науч. тр./ВНИИ, М., 1983, вып. 83, с. 73-77.

12. Особенности разработки нефтяных пластов, объединенных в один эксплуатационный объект. - Нефтепромысловое дело и транспорт нефти, 1985, N7, с. 3-6.

13. Рациональная плотность сетки и размещение скважин на месторождениях неньютоновских нефтей. - Нефтяное хозяйство, 1986, N2, с. 46-50.

14. Некоторые особенности разработки нефтяных пластов в условиях проявления начального градиента давления. Сб. науч. тр./ВНИИ, М., 1986, вып. 94, с. 94-103.

15. Оценка коэффициента нефтеизвлечения при разработке месторождений неньютоновских нефтей. - Нефтяное хозяйство, 1989, N9, с. 48-51.

16. Прогнозирование показателей разработки длительно эксплуатируемых залежей. - Нефтяное хозяйство, 1993, N9, с. 17-19 (A.B. Давыдов, Ж.В. Бученкова).

17. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. Том 2. М., ОАО "ВНИИОЭНГ", 1996, с. 351 (А.К. Багаутдинов, СЛ. Барков, Г.К. Белевич и др.).

18. Некоторые общие закономерности и особенности поведения характеристик вытеснения длительно разрабатываемых залежей нефга. -Нефтяное хозяйство, 1997, N7, с. 41-43.

19. Некоторые возможности и результаты использования характеристик вытеснения при анализе проектных и фактических показателей разработки. - Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1997, N7, с. 34-42.

Соискатель -—В. А. Бочаров

Зак. 307 Объем 2,75'п. л. Тираж .100 печать офсетная ОАО Типография "Нефтяник'^