Учебное пособие по одноименному курсу для студентов специальности 1-51 02 02 «Разработка нефтяных и газовых месторождений»

Системы разработки залежей с естественным напором краевых и подошвенных вод.
Разработка пластовых нефтяных залежей
При разработке с использованием естественного напора краевых вод эксплуатационные скважины располагают на нефтяной залежи так, чтобы фронту продвигающейся краевой воды противостоял фронт эксплуата­ционных скважин. Для этого скважины размещают рядами параллельно контуру воды (рис.9.4.).





Рис.9.4. Система разработки с использованием естественного напора краевых вод


Как показывают гидродинамические расчеты и опыт разработки, даже в наиболее благоприятных условиях в эффективной эксплуатации одновременно могут находиться не более четырех рядов скважин, причем для обеспечения более высокой добычи нефти ряды эксплуатационных скважин обычно размещают в пределах полного нефтенасыщения пласта по вертикали.
На тех залежах нефти, где размещается более четырех рядов, по мере обводнения наружных рядов скважин рекомендовалось выключать их из эксплуатации, а взамен вводить новые внутренние ряды. Однако в связи с тем, что при задержке разбуривания внутренних рядов снижается теми отбора нефти от запасов, в настоящее время на этих залежах применяют более интенсивные системы разработки с внутриконтурным заводнением.
Лишь в редких случаях, при чистом водонапорном режиме, т. е. при пополнении пласта водой за счет естественного питания его на выхо­дах, сохраняется эффективный напор краевых вод до конца разработки залежи. При упруго-водонапорном режиме процесс разработки более сложен.
Согласно теории упруго-водонапорного режима изменение давления в пласте Δр в зависимости от величины отбора жидкости Q и времени эксплуатации t можно выразить следующим приближенным урав­нением:
, (9.1)


где: Δр  перепад (депрессия) давления между давлением на контуре питания и давлением на разрабатываемой площади, кгс/см²;
Q  текущая добыча жидкости из пласта в см³/с;
k  коэф­фициент проницаемости в сПз;
χ  коэффициент пьезопроводности пласта в см²/с;
t — время, прошедшее с начала эксплуатации, в с;
R_с — радиус разрабатываемой площади, т. е. площади, на которой расположены ­экс­плуатационные скважины, в см.
Из уравнения (9.1) следует, что с увеличением времени эксплуатации t происходит рост депрессии давления Δр. Но так как время входит в формулу под знаком логарифма, то это приводит к следующему, очень характерному для упруго-водонапорного режима явлению.
На рис.9.5 показано изменение суммарной добычи жидкости из пласта в зависимости от текущей добычи Q при одной и той же конеч­ной величине снижения давления в пласте Δр. На рис.9.5 видно, что при уменьшении текущей добычи Q значительно возрастает время экс­плуатации до момента снижения динамического пластового давления до заданного уровня. При этом рост времени происходит неравномерно и значительно резче, чем снижение текущей добычи. Так, при снижении текущей добычи на 23% время возрастает в 2 раза, а при снижении теку­щей добычи в 2 раза время возрастает в 10 раз.
Так как время возрастает в гораздо более быстром темпе, чем сни­жается текущая добыча нефти, это приводит к росту суммарной добычи жидкости при одной и той же конечной величине снижения динамического пластового давления и, в частности, при снижении текущей добычи нефти в 2 раза суммарная добыча возрастает в 5 раз.



Рис.9.5. Изменение суммарной добычи жидкости из пласта в зависимости от текущей добычи


Как следует из уравнения (9.1), величина депрессии давления Δр зависит от величин μ, k, χ: и R_с, причем с увеличением вязкости нефти и пьезопроводности пласта величина Δр возрастает, а с увеличением проницаемости и величины разрабатываемой площади R_c, наоборот, снижается. Следовательно, эффективная разработка пластовых нефтяных залежей с использованием естественного напора краевых вод возможна для пла­стов, характеризующихся хорошей проницаемостью, низкой вязкостью нефти в пластовых условиях и пьезопроводностью пласта.
До недавнего времени считалось, что во избежание перехода упруго-водонапорного режима в менее эффективный режим растворенного газа нельзя снижать давление на разрабатываемой площади ниже давления насыщения. При этом условии при разработке пласта в условиях упруго­-водонапорного режима наступает мо­мент, когда падение давления на разрабатываемой площади должно быть приостановлено. Чтобы выполнить это условие, необходимо при понижении динамического пластового давления до давления насыщения постепенно уменьшать добычу жидкости из пласта.
Таким образом, разработка неф­тяных залежей с использованием есте­ственного напора контурных вод ха­рактеризуется сравнительно непродол­жительным временем постоянной до­бычи нефти, после чего она начинает снижаться.
В настоящее время в результате лабораторных опытов и экспериментов, при­веденных в промысловых условиях, установлено, что при разработке неф­тяных залежей допустимо умеренное снижение динамического пластового давления ниже давления насыщения, если в конечном итоге нефть будет вымыта из пласта водой. При этом условии нефтеотдача не только не уменьшается, а даже несколько возра­стает за счет образования, так называемого запечатанного газа.
Обоснование возможности снижения динамического давления ниже давления насыщения значительно увеличивает возможность осуществле­ния разработки пластовых нефтяных залежей с использованием есте­ственного напора краевых вод.
Из уравнения (9.1) вытекает, что увеличение перепада давле­ния Δр позволяет пропорционально повысить текущую добычу. В тех случаях, когда не удавалось эффективно извлечь запасы нефти при сни­жении пластового давления до давления насыщения, увеличение перепада давления позволяло при сохранении уровня добычи нефти значительно увеличить суммарную добычу нефти, т. е. увеличить отбор запасов нефти.
Таким образом, возможность снижения динамического пластового давления ниже давления насыщения расширяет возможность эффектив­ного отбора запасов нефти с использованием естественного напора кра­евых вод в большем количестве случаев.
Для того чтобы извлечь большие запасы нефти из нефтяных залежей, необходимо использовать огромный запас упругой энергии, заключенной в пластовой жидкости и породе пласта. Расчеты показывают, что за счет упругой энергии, заключенной непосредственно в нефтяной залежи, можно извлечь лишь очень незначительную часть запасов нефти. Извле­чение нефти происходит в основном за счет использования упругой энер­гии, заключенной в окружающей водоносной части пласта. При этом в процесс вовлекаются части пласта, расположенные на очень больших расстояниях от месторождения (обычно радиус образующейся в пласте воронки депрессии давления вокруг месторождения измеряется десят­ками километров). Поэтому правильно разрешить этот вопрос можно лишь на основании изучения размеров водного бассейна, к которому приурочена нефтяная залежь, запаса упругой энергии пласта и возможной скорости перераспределения давления.
На практике более надежным способом (ввиду сложности изучения перечисленных исходных данных для учета влияния законтурной области) является анализ изменения пластового давления при отборе нефти из залежи. Фактическое снижение пластового давления в залежи сопоста­вляется с понижением пластового давления, определенным по теорети­ческим формулам, учитывающим действие упругих сил пласта. На осно­вании этого сопоставления определяется так называемый коэффициент Z, представляющий отношение фактической депрессии давления (измеренной от начального пластового давления) к депрессии, вычисленной путем расчетов. Полученный коэффициент Z вводится в дальнейшие теорети­ческие расчеты, с помощью которых уточняется вопрос, могут ли быть извлечены запасы нефти и при каком уровне добычи нефти, необходимо ли поддержание пластового давления, а если необходимо, то с какого момента.
Коэффициент Z может быть теоретически и больше и меньше единицы. Обычно на практике значение коэффициента больше единицы (от 1,3 до 13). Повышенное значение коэффициента Z вызывается следующими обстоятельствами. При теоретических расчетах пласт принимается одно­родным и бесконечным. Практически пласт является неоднородным и ко­нечным. Уменьшение средней мощности пласта, особенно выклинивание его на отдельных участках, ухудшение проницаемости коллекторов пони­жают запас упругой энергии в законтурной области пласта и скорость перераспределения давления по сравнению с теоретическими расчетами. Увеличение мощности пласта п улучшение проницаемости коллекторов в законтурной области могут привести к более медленному темпу пониже­ния давления в нефтяной залежи. Более медленному темпу снижения давления может способствовать также наличие гидродинамической связи разрабатываемого пласта с соседними выше- или нижезалегающими пластами.
Таким образом, коэффициент Z отображает изменение указанных выше свойств пласта в законтурной его части. Однако для того, чтобы выяснить эти свойства на большой площади пласта с целью не ошибиться в прогнозе изменения давления в течение всего срока разработки, необ­ходимо определять коэффициент Z, когда область пониженного давления распространилась уже на достаточно большое расстояние от залежи нефти. Для этого необходимо располагать данными за довольно длитель­ный срок опытной эксплуатации залежи, причем добыча нефти должна достигнуть значительных размеров.


Разработка массивных нефтяных залежей, подстилаемых на всей площади подошвенной водой
Характерной особенностью разработки массивных нефтяных залежей, подстилаемых на всей площади подошвенной водой, является постепенное внедрение пластовых вод в нефтяную залежь. Но в отличие от пластовых нефтяных залежей, окруженных краевыми водами, где наблюдается преимущественно движение краевых вод в горизонтальном направлении, в массивных нефтяных залежах, подстилаемых подошвенной водой, проис­ходит преимущественно вертикальное движение подошвенных вод. Вер­тикальное движение подошвенных вод наблюдается и в пластовых нефтя­ных залежах в конечной стадии разработки, когда ВНК поднимается выше подошвы пласта по всей залежи.
Выработку запасов нефти массивных залежей производят последова­тельно, начиная с подошвенной части залежи. При этом непосредственно в районе расположения скважин вследствие своеобразия линии токов образуются конусы воды. Обводнение всех скважин происходит посте­пенно, причем в них последовательно обводняются части разреза снизу вверх.
Однако, несмотря на то, что вытеснение нефти происходит подошвен­ной водой, она не является основной движущей силой, так как запас упругой энергии, заключенной непосредственно в ней, очень мал и далеко не достаточен для извлечения запасов нефти из залежи.
Выработка запасов нефти при разработке массивных залежей, как и пластовых, в основном осуществляется под действием напора краевых вод. Поэтому все изложенное выше об особенностях проявления упругих сил при разработке пластовых залежей нефти, окруженных краевыми водами, остается справедливым и в условиях разработки массивных залежей.
Отличие заключается лишь в том, что при разработке массивных залежей нефти в скважинах вскрывается, как правило, не весь разрез, а только нефтенасыщенная его часть и то не полностью. В результате своеобразия образующихся при этом линий тока непосредственно в неф­тяной залежи жидкость движется преимущественно в вертикальном направлении, тогда как в подошвенной части пласта вода движется в гори­зонтальном направлении.
Так как на площади нефтяной залежи не весь разрез нефтенасыщен, то это обусловливает лучшее соотношение между запасом упругой энергии и запасом нефти. На практике это улучшение соотношения выражается в уменьшении величины поправочного коэффициента Z, причем чем мень­шая часть разреза пласта нефтенасыщена, тем меньше оказывается коэф­фициент Z, а чем меньше величина Z, тем большая часть запасов нефти может быть эффективно извлечена за счет упругой энергии пласта.
Таким образом, основная характерная особенность массивных нефтяных залежей – неполная нефтенасыщенность разреза – улучшает условия разработки этих залежей под действием естественного напора краевых вод.
В условиях вытеснения нефти подошвенной водой, которая движется в вертикальном направлении, целесообразно равномерное размещение скважин на площади нефтяной залежи.
При разработке нефтяных месторождений для поддержания пластового давления, в основном, в пласт закачивают воду. Многообразие геологических условий месторождений привело к необходимости создания различных модификаций систем заводнения. Разновидности систем заводнения были рассмотрены в теме №6.