Зміна термогідродинамічних процесів у багатопластових родовищах для підвищення нафтовіддачі

Розробка нафтових родовищ із підтриманням пластового тиску нагнітанням агентів витіснення з температурою, нижчою пластової, в багатопластових покладах з нео­днорідними за проникністю колекторами пов'язана зі створенням зон охолодження в низь­копроникних пластах. Особливо ускладнюється процес розробки покладів нафти, гранично насиченої асфальто-смоло-парафіновими речовинами. Усе це в часі різко знижує видобу­ток нафти зі свердловин і не забезпечує відповідних умов для максимального вироблення продуктивних пластів.

В ізольованих природних резервуарах нафтовилучення залежить від термобаричних умов не тільки в початковий період, але й на завершальній стадії розробки. У процесі бага­торічної розробки нафтових родовищ із заводненням пластова температура знижується на значній відстані від нагнітальної свердловини (до 500 м), а максимальне її зменшення при цьому досягає 27,5°С. Температурний фронт в 2,3 - 3,0 рази відстає від гідродинамічного фронту руху води, що закачується в свердловини. У початковий період закачування води тільки 75 - 80 % продуктивних пластів приймають воду. Коефіцієнт охоплення їх ефек­тивної товщини становить 0,07 - 0,48 і лише в окремих найбільш однорідних пластах він досягає 0,75 - 0,90. При цьому чим більша ефективна товщина пласта, тим нижчий ко­ефіцієнт охоплення заводненням.

В міру підвищення температури збільшується коефіцієнт об'ємної пружності пластових нафт. Звідси випливає, що підвищення температури пласта після припинення закачування холодної води може значно вплинути на умови витіснення нафти з низькопроникних і охо­лоджених продуктивних пластів.

У продуктивних розрізах, охолоджених нижче допустимої температури, необхідно вжити заходи щодо ії відновлення. Інакше в охолоджених пластах залишаються значні не-вироблені запаси нафти, і відповідно не забезпечується високий коефіцієнт нафтовилучен­ня. Моживість здійснення цього процесу доведена на прикладі розробки двох експеримен­тальних ділянок Долинського і Північно-Долинського родовищ, у межах яких на певній стадії заводнення закачування води припинилось для створення умов відновлення пластової температури.

Після припинення закачування води в поклад за рахунок теплоти надр температура відновлюється до початкової. Темп ії відновлення - в середньому 4 - 6°С на рік, що підвищує пластовий тиск і повністю компенсує його зниження, що відбувається через по­точні відбори рідини.

Значного відновлення пластової температури можна досягнути припиненням закачу­вання холодної води. Найбільший темп відновлення спостерігається в пластах, які охолод­жені у процесі конвекції, причому в початковий період він може становити 8 - 10°С за рік. Завдяки цьому пластовий тиск у покладі збільшується на 2,5 - 3,5 МПа, що дає змогу стабілізувати його.

Інтенсивний ріст пластового тиску в нагнітальних свердловинах відбувається через 8 - 12 міс після припинення закачування води. До цього можливе деяке його зниження. Викли­кано це тим, що за вказаний період темп відновлення температури не забезпечує відповідного темпу росту пластового тиску, коли підтримуються незмінними відбори рідини.

Відновлення температури призводить до підвищення тиску не тільки в окремих сверд­ловинах, але й у покладі. Якщо врахувати, що температура більшості поглинальних пластів становить 10 - 35°С, то зміна тиску за рахунок її відновлення до початкової (75 - 80°С) забезпечує створення значного термопружного запасу в покладі.

Відновлення пластової температури в охолоджених пластах і стабілізація пластового ти­ску значно впливають на фізико-хімічні властивості нафти. Вона стає більш легкою і менш в'язкою. Змінюються молекулярна маса, фракційний склад, коефіцієнт світлопоглинання та інші параметри. Сприяє цьому надходження нафти із застійних і охолоджених зон і ділянок після відновлення в низькопроникних пластах температури вище температури на­сичення нафти парафіном. Процес продовжується до відновлення закачування води, після чого знову нафта стає важчою, змінюється її в'язкість, вміст фракцій, що википають при температурі до 200 і 350°С, силікагелевих смол, коефіцієнт світлопоглинання та ін.

Використання створених у процесі заводнення термобаричних умов для підтримання пластового тиску у тектонічно та літологічно екранованих покладах забезпечує економію значних об'ємів водо- і енергоресурсів, зменшує експлуатаційні витрати на підтримання пластового тиску, а відновлення пластової температури охолодженої частини продуктивно­го розрізу створює сприятливі умови для вилучення нафти. Особливу увагу на ці процеси слід звертати на пізній стадії розробки родовищ, коли зупинка як нагнітальних, так і видо­бувних свердловин приводить до відновлення пластової температури до початкової і, відповідно, до створення значного термопружного запасу, котрий частково поповнює втрату енергії покладу за існуючих темпів відбору.

При цьому темп відновлення пластової температури має пряму залежність від об'ємів закачаної води. Період відновлення пластової температури до геотермічної триваліший у тих пластах, в які закачано більші об'єми води.

Раціонального вироблення запасів нафти можна досягнути не тільки повною компен­сацією відбору закачуванням води, але й ії обмеженням або повним припиненням. Тер­могідродинамічні процеси, що виникають при цьому, створюють сприятливі умови для роз­витку поряд із водонапірним термопружного режиму. Створений режим сприяє більш ефективному витисненню нафти з низькопроникних колекторів внаслідок їх капілярного просочування. При цьому воно відіграє головну роль в ефективному витисненні нафти з низькопроникних і охолоджених пластів у зв'язку з тим, що газонасиченість пластів зали­шається постійною у разі стабільного пластового тиску і не може бути джерелом додаткової енергії при витисненні нафти з пласта. Поряд із цим часткове підтримання пластового тиску нагнітанням холодної води сприяє природному розподілу закачаної води у плані і розрізі, що має першочергове значення як для раціональної розробки покладу, так і досягнення максимального вироблення запасів із найменшими матеріальними витратами.

Визначення нафтовіддачі

Промислові методи. Показником ступеня використання запасів є коефіцієнт наф­товіддачі (нафтовилучення). У процесі розробки нафтового покладу він може визначатись різними методами. Наведемо деякі з них.

Процес витиснення нафти водою в умовах неоднорідних пластів описується характери­стиками витиснення, які відображають залежність нафтовіддачі від об'єму води, що прока­чується через поклад.

Для визначення поточної нафтовіддачі в заводненій частині пласта необхідно знати гео­логічні запаси і об'єм видобутку нафти з виробленої частини покладу. Основні труднощі при цьому пов'язані з встановленням об'єму заводненої частини пласта. Звичайно він виз­начається як об'єм продуктивного пласта між початковою і поточною поверхнями водо-нафтового контакту. За цими даними будують карти залишкової

нафтонасиченості, за до­помогою яких виявляють розподіл залишкових запасів нафти.

Для розрахунку поточного коефіцієнта нафтовіддачі заводненої частини пласта, що розробляється при пружно-водонапірному режимі, слід врахувати видобуток нафти з неза-водненої його частини внаслідок дії пружних сил покладу.

Визначення нафтовіддачі за початковою і залишковою нафтонасиченостями полягає в установленні зниження нафтонасиченості порід у заводненій частині пласта. Звичайно він оцінюється в окремих свердловинах. Початкова нафтонасиченість визначається до завод­нення пласта за даними промислово-геофізичних досліджень (або за кількістю зв'язаної во­ди в кернах), а залишкова - за даними промислово-геофізичних досліджень в спеціальних свердловинах, які пробурені між початковим і поточним контурами нафтоносності для кон­тролю за нафтовіддачею.

В умовах режиму розчиненого газу, використовуючи метод матеріального балансу для визначення геологічних запасів нафти, можна розрахувати поточний і кінцевий ко­ефіцієнти нафтовіддачі за мінімальною інформацією, що включає середній газовий фактор за період розробки, розчинність газу в нафті, а також об'ємні коефіцієнти пластової нафти і газу.

Лабораторні дослідження. Відомо, що коефіцієнт нафтовіддачі визначається, як добу­ток коефіцієнтів витиснення і охоплення (за об'ємом) пласта.

Коефіцієнти охоплення пласта процесом важко піддаються вивченню в лабораторних умовах, хоча деякі досягнення тут є. В більшості випадків їх значення приймаються за ре­зультатами розробки сусідніх родовищ з подібними геолого-фізичними умовами. У той же час коефіцієнти витиснення, головним чином, визначаються в лабораторних умовах шля­хом постановки на моделях пласта експериментів щодо витиснення нафти.

Використання результатів лабораторних дослідів у промисловій практиці можливо тільки в тому випадку, якщо процеси, що вивчаються в дослідах, подібні до натурних.

Ця подібність забезпечується рівністю комплексів, що складені для моделі й натури та визначають процес. На основі умов подібності і повинні бути вибрані параметри моделей і дослідів для постановки експериментів. Звичайно тут користуються методами наближеного моделювання. Під час проведення експериментів з фільтрації флюїдів намагаються дотри­муватись швидкостей витиснення, що при можливих у нафтовому покладі перепадах тисків близькі до натурних.

На нафтовіддачу впливає не менше 18 різних параметрів; комплексним параметром вважається капілярний тиск.

Для гідрофільних порід ідеальним вважається агент, який при витисненні нафти ство­рює з нею міжфазний натяг, значення якого прямує до нуля, а кут змочування - до 90°.

При моделюванні процесів витиснення нафти слід добиватися геометричної подібності норового простору моделі і натури, тотожності характеру їх поверхні. В експериментах слід дотримуватись гірничого і пластового тиску, пластової температури.

Зразки породи, які використовуються для побудови моделей пласта, повинні відповідно готуватись. Для моделей також придатні зразки породи, що піднята при бурінні свердловин на вуглеводневих розчинах.

Апаратура, на якій виконуються експерименти, має дозволяти максимально наблизити умови проведення дослідів до пластових умов тих покладів, для яких проводяться дослідження. Вона повиннна надавати можливість проведення дослідів з різними тисками і температурами (що відповідають пластовим), створення моделей пласта різної довжини, здійснення контролю за насиченістю моделі різними флюїдами, одержання необхідної точ­ності при вивченні характеристик витиснення, як і одержання іншої необхідної інформації.

Результати лабораторного визначення коефіцієнта витиснення нафти заносять у спеціальний журнал, де фіксуються порядковий номер експерименту, геометричні розміри

моделі пласта, її пористість, проникність, об'єми нафти, води чи газу в моделі на початок та кінець експерименту, а також в процесі його проведення. За наведеними в журналі даними згодом обчислюють коефіцієнти витиснення нафти на різних стадіях процесу.

Однією з найбільш важливих характеристик процесу плину пластових флюїдів у поро-дах-колекторах поряд із коефіцієнтом витиснення є фазова проникність. Даю про неї не­обхідні для обгрунтування кондиційних меж петрофізичних властивостей порід, для про­мислової оцінки перехідних нафтогазових зон пластів, у газогідродинамічних розрахунках технологічних показників розробки, для вибору методів дії на пласти з метою збільшення нафтовіддачі тощо.