Файл: Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки.pdf

$2,* Ь^*2

щенности (вал нефти), а перед ней — зона повышенной газонасыщенности (вал газа). Фронт концентрации двуокиси углерода, практически совпадает с фронтом газонасыщенности. При дальнейшем нагнетании воды двуокись углерода из передней части газовой фазы растворяется в пластовой нефти и вал газа посте­ пенно исчезает.

Рис. XIV.4, б соответствует распределению насыщенностей к моменту про­ рыва воды к линии отбора, когда газовая фаза уже не движется (образовалась зона защемленного газа). Нефть вытесняется карбонизированной водой, причем закачиваемая вода насыщается двуокисью углерода в зоне защемленного газа. В начале пласта двуокись углерода отсутствует вследствие ее растворения в воде.

Рис. XIV.4, в соответствует моменту времени, когда газовая зона отсут­ ствует. В начальной части пласта нефтенасыщенность существенно ниже остаточ­ ной нефтенасыщенности при обычном заводнении, составляющей в рассматрива­ емом случае 25%. Здесь не содержится двуокись углерода, она вся находится

впередней части пласта в растворенном состоянии. В связи с этим объем нефти

вобласти, прилегающей к линии отбора, значительно увеличен.

Рис. XIV.5 позволяет проиллюстрировать возможности предложенной мето­ дики для сравнения эффективности различных технологий применения двуокиси углерода при различных системах расстановки скважин. Элемент пласта содер­ жит один нагнетательный и два (трехрядная система) или один (однорядная си­ стема) добывающих ряда скважин. Промежуточный добывающий ряд отклю­ чается при обводненности его продукции на 98%. Крестики на кривых харак­ теризуют конец разработки, т. е. момент времени, в который на 98 % обвод­ няется продукция последнего добывающего ряда. Вытеснение нефти происходит в пласте, состоящем из пяти несообщающихся пропластков с соотношением проницаемостей 11 : 7 : 4 : 2 : 1.

290

п

Рис. XIV.5. Зависимость нефтеотдачи от нагнетаемого объема оторочек С02в слоистом пласте при трехрядной (кривые I -IV) и однорядной (кривая V) системах размещения скважин

Расчеты показали, что при нагнетании оторочек С02 объемами 0,И/П (кри­ вая //) и 0,2УП (кривая III) и последующей закачке воды нефтеотдача повы­ шается на 10 % по сравнению с обычным заводнением (кривая /). Отсутствие прироста нефтеотдачи при увеличении объема оторочки С02 с 0,1Кп до 0,2УП объясняется тем, что вследствие неравномерного распределения двуокиси угле­ рода по пропласткам через первый ряд добывающих скважин (до его отключе­ ния) добывается большое количество углекислого газа, прорвавшегося по высоко­ проницаемым пропласткам (в первом случае О.ОЗУп, а во втором — 0,12УП). Та­ ким образом, после отключения первого добывающего ряда в пласте остается в обоих случаях примерно одинаковое количество двуокиси углерода. При одно­ рядной системе расстановки скважин нагнетание 0,2УП двуокиси углерода (кривая V) приводит к более высокой нефтеотдаче, чем при трехрядной си­ стеме.

Неблагоприятное влияние дополнительного ряда добывающих скважин можно избежать при разделении оторочки двуокиси углерода на восемь порций

291

§ 7. РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПРОЦЕССА

Если между заводненной и нефтенасьтщенной зонами создать положительный перепад давления (благодаря различию пьезопроводностей пропластков путем быстрого повышения давления на линии нагнетания), то за счет упругого сжатия в нефтенасыщенную малопроницаемую зону внедрится определенное количество жидкости с преобладающей долей воды и, соответственно, высокими фазовыми проницаемостями по ней. Так как внедренная вода имеет большую поверхность контакта с нефтью, активизируется действие капиллярных сил. В результате произойдет перераспределение нефте- и водонасыщенностей, а вода заполнит наиболее мелкие поры, вытеснив нефть.

Если затем создать перепад давлений противоположного знака, то при обрат­ ном перетоке жидкости часть внедренной воды удержится в мелких порах мало­ проницаемой зоны, и фазовый состав жидкости, идущей к высокопроницаемой зоне, изменится — количество содержащейся в ней нефти по сравнению с коли­ чеством воды будет большим (соответственно при высоких фазовых проницаемо­ стях по нефти и низких по воде).

При этом ясно, что чем выше амплитуда создаваемых перепадов давления, чем существеннее разница между начальными водонасыщенностями в зонах, чем шире гидродинамическая связь между зонами и чем полнее капиллярное удержа­ ние воды в малопроницаемой зоне, тем сильнее проявляется эффект переноса нефти в зону активного вытеснения.

Условия применения метода циклического заводнения по существу совпа­ дают с условиями применения обычного заводнения. Наиболее эффективен метод в мощных слоисто-неоднородных пластах с хорошей гидродинамической связью между прослоями, а также в трещиновато-пористых коллекторах, насыщенных маловязкой нефтью с высоким газосодержанием. Благоприятный фактор при этом — гидрофильность коллекторов.

Перечисленные свойства коллекторов и нефтей, благоприятствующие при­ менению метода циклического воздействия, связаны очевидным образом с вну^- тренним механизмом рассматриваемого процесса. Для периодических проявлений упругих сил в межслойных перетоках требуются достаточно упругий запас си­ стемы пласт — жидкость (чем выше содержание газа в нефти, тем больше этот запас), а также достаточная подвижность жидкости (вязкость нефти должна быть умеренной). Гидрофильность коллектора обеспечит удержание воды, внедряемой в малопроницаемые зоны.

Математическая модель процесса циклического заводнения

Математическая модель основана на схематизации пласта в виде двухслойной системы (или системы трещины — блоки) с полной или частичной гидродинами­ ческой связью между слоями.

Проницаемости и толщины слоев, а также площади зон нарушения контакта между слоями определяют после обработки геологической информации (в основ­ ном данных геофизических и керновых измерений) о распределении проница­ емостей по разрезу и площади пласта. В итоге схематизации пласт будет характе­ ризоваться шестью параметрами: толщинами и проницаемостями двух сообща­ ющихся пропластков, общей площадью пласта и площадью зон контакта (или, наоборот, зон отсутствия контакта) продуктивных слоев.

Можно получить три независимых безразмерных параметра, характерных для рассматриваемой схемы: проницаемости пропластков, отнесенные к средней проницаемости пласта (klt k2)\ площадь зоны контакта ф (слияния, гидродинами­ ческой связи), отнесенную к общей площади пласта.

Толщины h1} h2 пропластков, деленные на общую толщину пласта, можно

292

Принято, что kx> k2.

Условия разработки месторождения схематизируются через систему линий нагнетания и отбора. Предполагается, что циклическое воздействие на пласт характеризуется периодическим упругим режимом.

Эффективность процесса определяется упругостью пластовой системы и коэф­ фициентом капиллярного удержания воды.

Упругость пластовой системы, в которой за счет сжатия жидкости в мало­ проницаемые нефтенасыщенные включения внедряется вода из обводненных слоев и трещин, увеличивается с ростом газосодержания нефти и проявляется особенно резко при периодическом разгазировании, когда пластовое давление снижается ниже давления насыщения. Поры, занятые выделившимся газом, заполняются внедряемой водой, в то время как газ сжимается и снова раство­ ряется в нефти (возможно не полностью).

Упругая характеристика пласта и жидкости влияет на выбор необходимой частоты циклического воздействия.

кость, пористость, длина, проницаемость соответственно.

Процесс капиллярного перераспределения воды, гидродинамически вне­ дренной в малопроницаемый слой или блок, и, соответственно, степень удержа­ ния этой воды при обратном движении жидкости зависят от физико-химических свойств породы и насыщающих ее жидкостей, макронеоднородности строения пласта, водонасыщенности, газосодержания.

Предполагается, что фазовый состав жидкости, перетекающей между слоями, в идеальном случае тот же, что и в слое, откуда происходит ее истечение.

Отличие реального процесса перетока жидкости от идеального состоит в том, что часть внедренной из высокопроницаемого слоя воды не удерживается капил­ лярно в порах малопроницаемого слоя и участвует в обратном перетоке. Обозна­ чив долю воды в общем объеме внедрившейся жидкости и удерживаемой породой при обратном ее перетоке через коэффициент е, получим главный критерий эф­ фективности циклического воздействия. При е = 0 эффект нулевой, при е = = 1—максимально.возможный [44].

Коэффициент е, определяемый экспериментально, — функция безразмер­ ного параметра я (отношение масштабов капиллярных и гидродинамических сил), водонасыщенности, времени цикла. В реальных случаях значение этого коэффициента равно примерно 0,5—0,7. На процесс циклического заводнения; существенно влияет начальная обводненность пласта. Здесь она характеризуется одним параметром — безразмерным временем заводнения, предшествующего циклическому (т*).

Исходные уравнения фильтрации воды и нефти в слоях без явного учета капиллярных сил и в предположении квазиодномерности движения запишутся

293

Здевь ki — толщина слоев; s* — водонасыщенность; |3В, (Зн — коэффициенты сжи­ маемости для воды и нефти; pi — давление жидкости в слоях; qBl qH— удельные количества воды и нефти, перетекаемых между слоями; i — индекс слоя (i =

= 1,2).

Остальные обозначения общеизвестны.

Пусть между слоями имеется идеальная гидродинамическая связь, проница­ емости и толщины слоев отличаются не более чем на порядок, отношение длины пласта к его толщине велико. Тогда предположение о мгновенном выравнивании давлений между слоями будет вполне оправданным и рг = р2= р.

= tk (Pjj-bmP) 1 и отнеся x к длине пласта /, проницаемости к /г, толщины слоев

ных опущены).

Допустим, что вязкости воды и нефти почти не различаются. Поэтому можно положить jnB= Цн = И- Фазовые проницаемости задаются в виде

Предположим, что локальные объемы воды и нефти, перетекающих между слоями, пропорциональны фазовым проницаемостям слоев, откуда происходит истечение. Тогда выражения qBи qa запишутся в виде

не равном единице, вода, внедренная в малопроницаемый слой в течение той части цикла, когда жидкость движется в направлении от высокопроницаемого слоя к малопроницаемому, не вся равномерно распределяется в последнем, а ча­ стично концентрируется в пограничной зоне, и при движении жидкости в про­ тивоположном направлении переходит обратно в высокопроницаемый слой. Соответственно осуществляется движение нефтяной фазы.

204