книги / Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

жиме, считают, что второй ряд перешел на напорный режим. Проектное время до перехода второго ряда на напорный режим работы рассчитывают по дебиту одного первого ряда.

Дальше принимают, что при напорном режиме работает три ряда скважин, определяют момент перехода третьего ряда на напорный режим, проектное время до перехода третьего ряда на напорный режим рассчитывают по дебиту первых двух рядов и т. д. Аналогично выполняют расчеты забойных давлений при заданных дебитах, сопоставляя только забойные давления.

С другими расчетными методиками можно познакомиться в работе [1].

§2.5. ПРИНЦИПЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

СГАЗОВОЙ ШАПКОЙ, ПОДОШВЕННОЙ И КРАЕВОЙ ВОДОЙ

Нефтяные залежи с газовой шапкой называют нефтегазовыми (рис. 2.4). На выбор системы и технологии разработки нефте­ газовой залежи влияют условия залегания нефти и газа, соот­ ношения объемов нефтяной оторочки и газовой шапки, толщина нефтяной оторочки, ширина (по площади) нефтяной оторочки, чисто нефтяной, газо- и водонефтяной зон, структурная форма ловушки, активность пластовой воды.

По активности пластовой воды можно выделить залежи, имеющие достаточно активный напор пластовых вод (с учетом темпов отбора углеводородов), и замкнутые залежи. В замкну­ тых залежах, в которых пластовые воды малоактивны или связь с законтурной областью затруднена либо вообще отсутствует, основной источник энергии — энергия растворенного газа и газа газовой шапки. В залежах с активной пластовой водой нефть можно добывать за счет использования напора воды при подчи­ ненной роли растворенного газа и газовой шапки.

По условиям залегания нефти, газа и воды можно выделить два основных типа нефтегазовых залежей: 1) залежь с краевой водой или с крыльевой нефтяной оторочкой (рис. 2.4, а); 2) за­ лежь с подошвенной водой или со сводовой нефтяной оторочкой (рис. 2.4, в).

В залежах первого типа этаж газоносности больше толщины продуктивного пласта; выделяются два контура нефтеносности и два контура газоносности (внешний и внутренний), между ко­ торыми размещаются водонефтяная, нефтяная, газонефтяная и газовая зоны. Вместо нефтяной зоны может быть двухконтакт­ ная зона — газоводонефтяная, расположенная между поверхно­ стями газонефтяного и водонефтяного контактов (ГНК и ВНК). Для этих залежей отношение площадей ГНК и ВНК (поверхно­ стей) к общей площади залежи (по внешнему контуру нефте­ носности) составляет менее нескольких десятых (около 0,1).

Рис. 2.4. Нефтегазовые залежи с краевой (а), подошвенной (в) водой и про­ межуточного типа (б).

Контуры: / — внешний водонефтяной; 2 — внутренний водонефтяной; 3 — внешний газо­ нефтяной; 4 — внутренний газонефтяной; зоны: / — водонефтяная; // — нефтяная; /// — газонефтяная; IV — газовая; V — газоводонефтяная

В залежах второго типа по всей площади залежи вода под­ стилает нефть, которая, в свою очередь, подстилает газовую шапку. Для них характерны всего два внешних контура: газо- и нефтеносности, оконтуривающих водонефтяную и газоводо­ нефтяную зоны. Площадь ГНК соизмерима с общей площадью нефтеносности (площадью ВНК). Между этими двумя край­ ними типами можно выделить промежуточный (третий) тип (рис. 2.4, б) с тремя контурами (один газоносности, два нефте­ носности), который при сближении ВНК и ГНК в процессе раз­ работки залежи может перейти в первый или второй тип.

Иногда применительно к каждому типу нефтегазовых зале­ жей по соотношению газо- и газонефтенасыщенного объемов

(%) выделяют нефтяные залежи с газовой шапкой (25), нефте­ газовые (25—50), газонефтяные (50—75) и газовые с нефтяной оторочкой (75).

Нефтегазовые залежи имеются практически во всех нефте­ добывающих районах СССР и мира, содержат большие запасы нефти. В настоящее время в СССР разрабатывается несколько сотен нефтегазовых залежей в районах Западной Сибири, Вол­ гоградского и Саратовского Поволжья, Краснодарского и Став­ ропольского краев, Азербайджана, Средней Азии, Казахстана, Украины. Большинство нефтегазовых залежей относится к мно­ гопластовым месторождениям, включающим как нефтегазовые, так и чисто нефтяные и чисто газовые залежи.

Наличие газовых шапок, а также подошвенной воды сущест­ венно осложняет разработку нефтегазовых залежей. Трудности разработки нефтегазовых залежей, как показывает изучение отечественного и зарубежного опыта, в основном связаны с вза­ имным влиянием газовой шапки и нефтяной части залежи. Раз­ работка таких залежей с вытеснением нефти газом газовой шапки в силу плохой вытесняющей способности и низкого ох­ вата вытеснением маловязким агентом связана с крайне низкой нефтеотдачей. Разработка же при водонапорном (точнее сме­

шанном режиме вытеснения водой) характеризуется потерями нефти, обусловленными ее внедрением в газовую шапку. По­ этому основной принцип разработки нефтегазовых залежей —

ограничение взаимовлияния газовой шапки и нефтяной части с одновременным созданием условий для вытеснения нефти во­ дой. В зависимости от геологических условий этот принцип реа­ лизуется различными путями.

Для небольших залежей в высокопроницаемых коллекторах, содержащих маловязкую нефть и имеющих активные пластовые воды, с успехом применяется система разработки с неподвиж­ ным ГНК. При разработке таких залежей давление в зоне от­ бора и законтурной зоне изменяется практически так же, как и при упруговодонапорном режиме, с несколько меньшим темпом за счет дополнительного вытеснения нефти выделяющимся ра­ створенным газом. Пропорционально темпу падения давления и начальному объему газовой шапки из нее осуществляется не­ обходимый (контролируемый) отбор газа. В практике разра­ ботки нефтегазовых залежей допускались случаи неограничен­ ного отбора газа вследствие недостаточной разведанности зале­ жей (Елшанское месторождение), одновременного отбора нефти

игаза с перемещением ГНК в сторону газовой шапки или неф­ тяной зоны в связи с потребностью в газе или при аварийном фонтанировании скважин (Урицкое, Нижне-Омринское место­ рождения), а также отбора нефти с расширением газовой шапки в начальный период разработки с целью оценки активности вод

иупругого запаса газа (Коробковское, Анастасиевско-Троицкое

идругие месторождения). Известно также применение закон­ турного или приконтурного заводнения для поддержания пла­

стового давления на уровне начального пластового давления в зоне отбора или с его снижением (Жирновское месторожде­ ние) либо с целью преобразования нефтегазовой залежи в неф­ тяную при большом соотношении поровых объемов нефтяной и газовой частей (Бахметьевское месторождение). Главный не­ достаток систем разработки с неподвижным ГНК — длительная консервация свободного газа газовой шапки.

Более эффективно воздействие на нефтегазовую залежь во­ дой, закачиваемой в нагнетательные скважины на линии внут­ реннего контура газоносности (барьерное заводнение). Водяной барьер разделяет основные запасы нефти и свободного газа и позволяет одновременно отбирать нефть из нефтяной оторочки и газ из газовой шапки. Барьерное заводнение можно успешно применять на залежах первого типа с большими газовыми шап­ ками и со сравнительно узкой газонефтяной зоной. Оно нашло применение на Коробковском, Бехметьевском, Бузовны-Машта- гинском и других месторождениях. Барьерное заводнение можно дополнять законтурным заводнением (Бахметьевское месторож­ дение), при этом предотвращается возможный уход нефти в за­

контурную зону. Возможны также другие варианты разработки конкретных нефтегазовых залежей. Для поддержания давления в залежах с подошвенной водой может применяться либо закон­ турное заводнение, либо закачка воды под водонефтяной кон­ такт.

При разработке нефтяных залежей с газоконденсатной газо­ вой шапкой (нефтегазоконденсатные залежи), к которым отно­ сят залежи с содержанием конденсата в газе более 200 см3/см3, ставится задача более полного извлечения конденсата из за­ лежи, поэтому с системами разработки нефтегазовых залежей должны рационально сочетаться методы разработки газоконден­ сатных залежей.

Многие нефтегазовые и нефтегазоконденсатные залежи имеют обширные подгазовые зоны и малую нефтенасыщенную толщину при плохих коллекторских свойствах (Самотлорское, Федоровское, Уренгойское, Оренбургское и другие месторожде­ ния), в подгазовых зонах которых заключены значительные за­ пасы нефти. Извлечение нефти из таких зон существенно ослож­ няется прорывами газа из газовой шапки и подошвенной воды. Эти зоны, в силу сравнительно плохих коллекторских свойств, не могут разрабатываться рассмотренными системами. Разра­ ботка таких залежей интенсивно исследуется. Обсуждается воп­ рос о наличии и подвижности остаточной нефти в газовых шапках. От ответа на него существенно зависит направление решения проблемы разработки обширных, малой толщины под­ газовых зон. Изучается целесообразность смещения нефтяных оторочек в газовую часть залежи.

Существенная разница имеется в размещении нефтяных скважин и установлении технологических режимов их работы. На нефтегазовых залежах с краевой водой размещение скважин аналогично размещению на нефтяных залежах. Для нефтегазо­ вых залежей с подошвенной водой характерно размещение сква­ жин по сравнительно плотной равномерной сетке (не более 300—400 м). В зависимости от местоположения нефтяных сква­ жин на залежи назначается технологический режим их работы. Для скважин в нефтяных зонах можно задать режим работы, характерный для обычных нефтяных залежей. В остальных слу­ чаях скважины должны работать при условии предотвращения преждевременных прорывов воды (водонефтяные зоны), газа (газонефтяные зоны) или воды и газа (двухконтактные газово­ донефтяные зоны).

Принципы расчета безводных и безгазовых дебитов скважин в газоводонефтяных зонах однородного пласта разработаны М. Маскетом, И. А. Чарным, А. К. Курбановым, П. Б. Садчиковым, Ю. И. СткляЦиным, А. П. Телковым и др. Конусы воды и газа как результат деформирования ВНК и ГНК образуются при отборе нефти из нефтегазовой залежи скважиной с интер-

Рис. 2.5. Схема скважины с водяным и газовым ко­ нусами

валом перфорации b (рис. 2.5) за счет создания градиента дав­ ления др/дг вдоль вертикальной оси z. Если водяной и газовый конусы достигли интервалов перфорации, но ни газ, ни вода не поступают в скважину, соотношение между высотами газового уг и водяного ун конусов в первом приближении уГ/Ун—0,2, т. е. высота газового конуса всегда меньше высоты водяного конуса. Дебит скважины в таком случае называют оптимальным (пре­ дельным безводным и безгаздвым) дебитом. Поскольку измене­ ние отношения bjh от 0 до 0,2 мало влияет на предельный де­ бит, то принимают b<0,2 h, где h — нефтенасыщенная толщина пласта.

Анализ траекторий движения частиц жидкости в вертикаль­ ной плоскости показывает, что в верхней части они имеют на­ клон вниз, а в нижней наоборот искривлены вверх. В некотором промежуточном положении они представляют собой горизон­ тальную линию. Эта линия совпадает с серединой интервала перфорации. Положение интервала перфорации задают расстоя­

~0,35 h)y т. е. интервал перфорации должен размещаться ближе к ГНК- С уменьшением проницаемости kz в вертикальном на­ правлении увеличивается коэффициент анизотропии пласта х =

= д/&/&2,в результате увеличивается предельный дебит сква­ жины, где k — проницаемость в горизонтальном направлении.

Приведенный анализ справедлив для однородного анизо­ тропного пласта. Он дает только понимание процессов конусообразования газа и воды. Фактические предельные дебиты су­ щественно отличаются от расчетных вследствие слоистого строе­ ния пластов и наличия в коллекторе линзовидных непроницае­ мых прослоев, преграждающих путь потоку воды (газа) к за­ бою скважины. Такая неоднородность учитывается коэффициен­ том х- Оценить его можно по данным фактической эксплуата­ ции скважин. При наличии в нефтенасыщенном разрезе непро­ ницаемых прослоев интервал перфорации целесообразно перио­

дически переносить относительно контактов: сначала распола­ гать ближе к ВНК под первым непроницаемым прослоем, а затем последовательно осуществлять перфорацию под очеред­ ными вышележащими непроницаемыми прослоями после пол­ ного обводнения действующих интервалов, изолируя последние (например, цементными пробками в стволе скважины). Это обеспечивает послойное вытеснение нефти водой и достижение большей нефтеотдачи. Такой перенос успешно применен при разработке нефтяного слоя горизонта IV Анастасиевско-Трбиц- кого месторождения. Искусственно увеличить % можно созда­ нием непроницаемых экранов на границе контактов. Увеличить дебит нефти можно еще смещением интервала перфорации к ВНК и форсированием отбора жидкости без прорыва газа, что однако приводит к необходимости добычи большого коли­ чества воды. Целесообразность такой эксплуатации должна быть доказана технико-экономическим анализом.

В процессе разработки залежи контакты перемещаются, тол­ щина нефтяного слоя уменьшается, поэтому положение интер­ вала перфорации, установленное в начальной стадии эксплуа­ тации, уже не будет оптимальным. Смещение интервала перфо­ рации в сторону любого контакта приводит к уменьшению предельного дебита, причем при смещении его к ГНК снижение дебита больше, чем при смещении к ВНК. Если интервал вскры­ тия сместился в сторону одного контакта, то предельный дебит будет определяться предельным устойчивым состоянием конуса этого контакта в то время, когда противоположный конус еще не достиг предельного устойчивого состояния.

Для решения задачи определения технологических показате­ лей разработки нефтегазовых залежей было предложено не­ сколько приближенных аналитических методов, которые в ос­ новном базируются на использовании уравнений материального баланса для нефти, газа, воды или уравнений материального баланса и уравнений одномерного движения в системе галерей. В настоящее время для этих целей применяют численные ме­ тоды моделирования, в частности методику ВНИИ-2.

Значительная часть запасов нефти (от 20 до 50 %) нефтя­ ных месторождений сосредоточена в водонефтяных зонах. Как и в случае нефтегазовых залежей, отличительная особенность разработки цодонефтяных зон заключается в том, что течение нефти и воды носит сложный пространственный характер, прак­ тически с начала эксплуатации добывается обводненная нефть. Эффективность разработки водонефтяных зон меньше, чем неф­ тяных — объем добываемой воды намного больше, а конечная нефтеотдача существенно ниже. В практике разработки зале­ жей нефти с водонефтяными зонами взято направление на си­ стемы с активным воздействием, обеспечивающие развитие по­ слойного течения, особенно в условиях неоднородных коллек-

изменение (увеличение) эффективной толщины пласта (охват разработкой по толщине) за счет подключения к работе различ­ ных пропластков (см. рис. 2.7, в), где / — номер режима работы. При первом режиме кЭф= Ни при втором — h ^ = h\ + h2 и только при третьем режиме эффективная толщина равна нефтенасы­ щенной (/l3<}, = /l).

При фильтрации к скважине или группе скважин градиент давления различный в разных точках пласта. С удалением от скважины градиент давления уменьшается и может принять значения, равные или меньше значения предельного градиента давления. В таких точках движение нефти практически отсут­ ствует, значит образуются застойные зоны или целики непод­ вижной остаточной нефти. Вытесняющая вода быстро проры­ вается в добывающие скважины. М. Г. Берн'адинером, В. М. Би­ товым и др. проведены исследования размеров застойных зон. Размеры застойной зоны и коэффициент охвата пласта зависят от параметра Яс= (Q[i)/(kyL), где Q — дебит скважины на еди­ ницу толщины пласта; L — характерный линейный размер об­ ласти фильтрации (например, половина расстояния между со­ седними скважинами); р, — вязкость вытесняющей жидкости. Коэффициент охвата пласта вытеснением увеличивается с рос­ том параметра Кс- При увеличении параметра Хс от 0 до 5 пре­ дельный коэффициент охвата пласта в пятиточечной схеме за­ воднения повышается с 0 до 0,8, а при дальнейшем росте А,с до 10 коэффициент охвата увеличивается практически до единицы,, как при вытеснении ньютоновской нефти. Например, в случае двухслойного пласта с толщиной высоко- и малопроницаемого пропластков соответственно 0,8 и 3,2 м, проницаемостью 0,5 и

Для залежей вязкопластичных нефтей большие коэффициенты нефтеотдачи могут быть достигнуты одновременным примене­ нием плотной сетки скважин и высокими темпами отбора жид­ кости.

В. В. Девликамов, 3. А. Хабибулин и другие установили, что влияние аномалий вязкости на процесс разработки залежи можно несколько уменьшить или предотвратить. Так как у ано­ мальновязких нефтей структура с течением времени упрочня­ ется, то по возможности необходимо исключать и-сводить к ми­ нимуму остановки скважин, особенно обводняющихся. В про­