достаточно продолжительный безводный период эксплуатации;
скачкообразное обводнение продукции скважин;
стабилизацию обводненности на высоком уровне.
Рис. 1. Зависимость коэффициента нефтеизвлечения от обводненности
При этом по ряду косвенных признаков устанавливается наличие в нефтенасыщенном объеме пласта каналов низкого фильтрационного сопротивления (трещин). К числу таких признаков относятся:
результаты индикаторных исследований, когда трассер появляется в большинстве добывающих скважин в первые сутки после закачки [1];
сохранение приемистости нагнетательных скважин при том, что в продуктивный пласт закачиваются десятки тонн мехпримесей;
существенное различие в коэффициентах эффективной сжимаемости по лабораторным данным и результатам решения обратных задач.
Убедительные доказательства «всеобщей» трещиноватости деформируемых горных пород представлены в работах М.Ю. Зубкова по тектоноседиментационному моделированию [2]. Становятся понятными причины относительного увеличения эффективности ГРП при снижении проницаемости коллектора.
В связи с этими обстоятельствами возникает вопрос: « В рамках какого механизма вытеснения нефти водой и при каких значениях фильтрационных параметров можно воспроизвести полученные результаты на гидродинамической модели, если допустить, что объем трещин составляет около 1% от объема нефтенасыщенных пород?».
Стандартный подход предполагает использование схемы Баклея-Леверетта в рамках модели порового коллектора. Вторичная емкость моделируется увеличением коэффициента эффективной сжимаемости. Определяющий фильтрационный параметр — функции относительных фазовых проницаемостей, которые могут модифицироваться в соответствии с фактической динамикой обводнения скважин.
Второй подход связан с использованием модели двойной среды, когда предполагается, что в пласте сосуществуют два вида пустотности: трещины и поры, различающиеся емкостными и фильтрационными характеристиками. Подгонка истории разработки осуществляется за счет модификации проницаемости и пористости трещин как параметров, не определяемых методами стандартного каротажа [3].
И, наконец, третий вариант – модель трещиновато-пористой среды, в которой фильтрация под действием напорных градиентов происходит по системе трещин, а вытеснение нефти водой из поровой матрицы осуществляется за счет капиллярной пропитки. Основной фильтрационный параметр – функция капиллярного давления от водонасыщенности [4].
Моделирование динамики отбора запасов нефти из порового коллектора в соответствии с зависимостью Кно = f (Обв) эквивалентно использованию функций относительных фазовых проницаемостей, которые оцениваются расчетным образом, при некотором дополнительном условии, например, функция проводимости постоянна. Алгоритм расчета и полученные кривые приведены на рис. 2.
Рис. 2. Расчетные кривые относительных фазовых проницаемостей
Для модели двойной среды реализация установленной зависимости Кно = f (Обв) вряд ли возможна, так как оценка проницаемости трещин по значению стабилизированной обводненности 98% дает значение около 12 мкм2 (табл. 1), но при такой проницаемости верхний предел безводного периода работы скважин определяется исключительно долей запасов нефти в трещинах, которые составляют до 5%.
Таблица 1. Оценка проницаемости трещин
Модель трещиновато-пористой среды реализует фактическую динамику обводнения скважин, используя в качестве исходных данных результаты лабораторных исследований по функциям относительных фазовых проницаемостей и капиллярным кривым без их последующей модификации (рис. 3), а также разумные оценки объемов (1%) и проницаемости (1 мкм2) трещин.
Рис. 3. Капиллярная кривая
Рис. 4. Распределение напорных градиентов давлений
В пользу возможности реализации подобной схемы вытеснения нефти водой для подобных залежей, свидетельствует также сопоставление интегрального распределения объемов нефтенасыщенных пород с проницаемостью 0.050 мкм2 по приложенным перепадам давлений в трехрядной системе разработки и кривой капиллярного давления, приведенной к пластовым условиям (рис. 3, 4).
Оказывается, что даже при жестком водонапорном режиме, около 90% объема нефтенасыщенного коллектора охвачено напорными градиентами давлений менее 0.035 атм/м, в то время как перепад капиллярных давлений между фазами нефть и вода достигает 0.7 атм. Нетрудно догадаться, какая из этих составляющих будет определять течение всего процесса.
Реализация указанного механизма заводнения продуктивных пластов имеет далеко идущие последствия в практической эксплуатации нефтяных месторождений. Оказывается, что основным фактором, определяющим эффективность всего процесса нефтеизвлечения, является соотношение объемов закачки, нагнетаемой в пласт воды, с объемами отбора пластовых флюидов.
Гидродинамическое моделирование разработки элемента нефтяной залежи со средними геологическими параметрами показывает высокую степень зависимости прогнозируемой нефтеотдачи пласта от коэффициента компенсации отбора закачкой (рис. 5). Так, при компенсации 120% расчетный коэффициент нефтеизвлечения составляет 0.21, в то время как при снижении компенсации до 80%, прогнозируемое значение нефтеотдачи пласта возрастает в 1.5 раза.
Рис. 5.Зависимость коэффициента нефтеотдачи от компенсации
Таким образом, по нашему мнению, еще далеко не исчерпан потенциал технологий регулирования режимов работы скважин и программируемой закачки воды в рамках традиционного заводнения для повышения эффективности эксплуатации трещиновато-поровых коллекторов, повсеместно распространенных в юрских продуктивных отложениях [5].
Для реализации идеи рациональной разработки и поддержания на минимально допустимом уровне объемов закачки воды при максимально возможном использовании внутренней пластовой энергетики необходимо:
Провести комплексный анализ результатов исследований кернового материала, определения параметров скважин и пластов, эксплуатации залежей.
Оценить распределение по объему залежи энергетических характеристик и основных фильтрационных параметров.
С использованием методов математического моделирования определить наиболее эффективную технологию разработки по участкам пласта.
Выдать конкретные рекомендации по системе воздействия на элементы залежи, по режимам работы добывающих и нагнетательных скважин.
Литература
Некрасов В.И., Глебов А.В., Ширгазин Р.Г., Андреев В.Е. Научно-технические основы промышленного внедрения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи на Лангепасской группе месторождений Западной Сибири. – Уфа: Белая Река.- 2001.
— 288 с.
Зубков М.Ю., Бондаренко П.М., Хасанов Р.Н. Комплексирование данных сейсморазведки и тектонофизического моделирования с целью прогноза зон повышенной продуктивности в пределах Кальчинского месторождения // Опыт повышения эффективности разработки нефтяных месторождений Западной Сибири.- Тюмень.- ОАО «Тюменская нефтяная компания».- 1999.- С.102–116.
Каневская Р.Д., Андриасов А.Р., Лагун Г.П. и др. О применении модели двойной среды для воспроизведения истории разработки неоднородных пластов// Нефтяное хозяйство.- №10.- 2000.- С.84–88.
Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. Учебник для вузов. Изд.3-е перераб. -М.: Недра.- 1982.- 311 с.
Соколов С.В. Некоторые аспекты реализации методики регулирования режимов работы скважин//Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири. – Тюмень.- ОАО «СибНИИНП.- 2002.- С.44–48.
Автор: Соколов С.В.
