Циклическое воздействие на пласты при заводнении

Циклическое воздействие на пласты при заводнении.

     При благоприятных геолого-физичесхнх условиях месторождений заводнение нефтяных залежей может обеспечивать нефтеотдачу пластов до 60-65 % и более. Однако полнота охвата пластов заводнением  и конечная   нефтеотдача их резко снижаются при усилении степени геологической неоднородности разрабатываемых объектов. В сильно неоднородных пластах нагнетаемая вода прорывается к добывающим скважинам по высокопроницаемым слоям и зонам, оставляя невытесненной нефть в малопроницаемых слоях, участках, зонах и пр. Неравномерные прорывы воды имеют место также и в однородных пластах при повышенной вязкости нефти за счет неустойчивости фронта вытеснения. Это приводит к тому, что участки нефтяных залежей за фронтом заводнения представляют собой бессистемное чередование заводненных высокопроницаемых и нефтенасыщенных менее проницаемых слоев и зон. Последние могут достигать до 30-50 % от нефтенасыщенного объема.

     Дополнительный  охват заводнением не вовлеченных  в разработку нефтенасыщенных зон и участков может способствовать увеличению нефтеотдачи пластов при обычном заводнении, продлению безводного периода добычи нефти, уменьшению относительных объемов добываемой воды и т.д.

     Одними  из эффективных способов достижения указанной цели могут служить предложенное в 50-е годы циклическое, иногда называемое импульсным, нестационарное заводнение послойно неоднородных продуктивных пластов и, как сопутствующий ему, способ изменения направления, кинематики потоков жидкости в систему скважин но простиранию неоднородных пластов, широко применяемые на практике.

     Механизм процесса. Суть метода циклического воздействия и изменения направления потоков жидкости заключается в том, что в пластах, обладающих неоднородностью по размерам пор, по проницаемости слоев, пропластков, зон, участков и неравномерной их нефтенасыщенностью (заводнённостью), вызванной этими видами неоднородности, а также отбором нефти и нагнетанием воды через дискретные точки – скважины, искусственно создается нестационарное давление. Оно достигается изменением объемов нагнетания воды в скважины или отбора жидкости из скважин и определенном порядке путем их периодического повышении и снижения.

     В результате такого нестационарного, изменяющегося  по времени воздействия на пласты о них периодически проходят волны повышения и понижения давления. Слои, зоны и участки малой проницаемости, насыщенные нефтью, располагаются в пластах бессистемно, обладают низкой пьезопроводностью, а скорости распространения давления в них значительно ниже, чем в высокопроницаемых нефтенасыщенных слоях, зонах, участках. Поэтому между нефтенасыщенными и заводненными зонами возникают различные по знаку перепады давления. При повышении давления в пласте, т. е. при увеличении объема нагнетания воды или снижении отбора жидкости, возникают положительные перепады давления – в заводненных зонах давление выше, а в нефтенасыщенных ниже. При снижении давления в пласте, т. е. при уменьшении объема нагнетаемой воды или повышении отбора жидкости, возникают отрицательные перепады давления – в нефтенасыщенных зонах давление выше, а в заводненных ниже.

     Под действием знакопеременных перепадов  давления происходит перераспределение жидкостей в неравномерно насыщенном пласте, направленное на выравнивание насыщенностей и устранение капиллярного неравновесия на контакте нефтенасыщенных и заводненных зон, слоев, участков.

     Многократные  скачки насыщенностей, возникающие вследствие неравномерного вытеснения нефти водой из неоднородных пластов, создают неравновесное состояние капиллярных сил на контакте зон с разной насыщенностью. Но сами по себе капиллярные силы могут выровнять насыщенность в пластах за очень длительный период времени. Возникновение знакопеременных перепадов давлений между зонами (слоями) разной насыщенности способствует ускорению капиллярной, противоточной пропитки водой нефтенасыщенных зон (слоев) – внедрению воды из заводненных зон в нефтенасыщенные по мелким поровым и перетоку нефти из нефтенасыщенных зон в заводненные по крупным поровым каналам. Без знакопеременных перепадов давления между зонами с разной насыщенностью самопроизвольно капиллярный противоток жидкостей происходить не может в силу переменного сечения поровых каналов, в которых капиллярное вытеснение нефти водой носит прерывистый характер.

     Циклическое воздействие на пласты, создавая знакопеременные перепады давления между зонами (слоями) разной насыщенности (проницаемости), способствует преодолению прерывистого характера проявления капиллярных сил, выравниванию насыщенностей, т. е. повышению охвата заводнением неоднородных пластов. Изменение направления потоков жидкости между скважинами (в плане) усиливает этот процесс повышения охвата пластов заводнением.

     Технология  циклического воздействия на пласты. Технология процесса изучалась экспериментально, путем приближенных и строгих аналитических исследований. В экспериментальных и аналитических работах изучались вопросы неустановившейся фильтрации несмешивающихся жидкостей в пласте при различной технологии периодического изменения давления или расхода воды — величина и особенности перетоков жидкости между слоями и зонами разной проницаемости, оценка эффективности процесса. Во всех известных исследованиях реальный пласт представляется в виде двухслойной системы с различной характеристикой слоев. О. Э. Цинковой была предложена математическая модель процесса, которая в настоящее время используется при проектировании разработки месторождений с использованием рассматриваемого метода. На основе указанной модели большие исследования технологии процесса заводнения неоднородных пластов при нестационарном воздействии провела И. Н. Шарбатова под руководством автора, часть результатов которых используется ниже. Модель позволяет учитывать необходимые технологические условия процесса, перепады давления нагнетания, изменения расхода воды, частоту колебаний давления (расхода) и определять эффективность процесса в виде безразмерных коэффициентов, представляющих собой отношения:

     текущих отборов нефти при циклическом  и обычном заводнении S;

     накопленных отборов нефти при циклическом заводнении за время применения метода к накопленному за то же время количеству нефти при обычном заводнении χ₁;

     накопленных отборов нефти с начала разработки при циклическом и обычном заводнении χ_2.

     Использование этой модели позволило выявить ряд основных безразмерных параметров, определяющих оптимальную технологию процесса. К ним относятся следующие:

     1. Относительная частота смены циклов. Изменение расхода нагнетаемой воды, являющееся критерием нестационарности процесса:

где ω – относительная частота циклов; ω_р – рабочая абсолютная частота колебаний расхода; С – коэффициент упругости породы и жидкости; μ, m, l, k – характерные средние вязкость, пористость, длина и проницаемость пласта соответственно.

     Установлено, что оптимальное значение относительной  частоты смены циклов ω = 2. Это значение отвечает завершению распределения пластового давления, а также достижению максимальных перетоков жидкости по длине пласта.

     Из  указанного соотношения для обоснования режима циклической закачки воды в пласты определяется оптимальная рабочая частота смены циклов:

      , или 

где x=k/μCm – средняя пьезопроводность пласта; t – длительность полуцикла нестационарного воздействия.

     Отсюда  следует, что, во-первых, рабочая частота  колебаний должна быть тем больше, чем хуже упругая характеристика пласта, во-вторых, по мере продвижения  фронта вытеснения (с ростом l) частота должна уменьшаться, т. е. циклы должны удлиняться.

     Для определения длительности циклов нестационарного воздействия можно пользоваться диаграммой (рис. 1). Прямые линии, выходящие из начала координат, есть линии равных периодов. Как видно, при конкретном значении пьезопроводности пласта 10000 см²/с, по мере удаления фронта вытеснения от линии нагнетания воды от 100 до 700 м, продолжительность циклов должна увеличиваться от 10-15 до 75-80 сут. А если процесс циклического воздействия на пласты проводится с начала заводнения,

     Рис 1. Диаграмма для определения длительности циклов нестационарного воздействия t в зависимости от пьезопроводности χ пласта и удаления фронта вытеснения l.

то продолжительность  циклов должна быть не более 1-10 сут. С увеличением пьезопроводности пласта продолжительность циклов уменьшается, особенно для трещиноватых пластов.

     2. Относительная амплитуда колебаний расхода нагнетаемой воды, представляющая собой отношение превышения (снижения) уровня нагнетания воды при циклическом заводнении над средним объемом нагнетания к среднему уровню закачки при обычном заводнении:

      ,

Где Q_iз – максимальный (или    минимальный) уровень закачки ( зависимости от фазы цикла)   при   циклическом заводнении; Q_0.з – средний уровень закачки   при  обычном заводнении; i – номер фазы цикла (i=1, 2).

     Очевидно, что при условии необходимости  сохранения среднего объема циклической закачки воды равным объему при обычном заводнении максимальное значение относительной амплитуды колебания расходов воды не может быть более единицы (b≤1). Это означает, что в полупериод повышения давления нагнетания объем закачки должен увеличиваться в 2 раза, а в полупериод снижения давлении – сокращаться до нуля в результате отключения нагнетательных скважин.

     3. Относительное время начала нестационарной закачки воды, характеризующее длительность периода обычного заводнения, предшествующего циклическому. Этот параметр определяется с учетом масштаба времени, разработки пласта при обычном заводнении до прорыва воды в реальных условиях эксплуатации по слою с большой проницаемостью.

     Относительное время начала циклического заводнения можно определить следующим образом:

где t* – длительность эксплуатации объекта при обычном заводнении; t_пр — длительность эксплуатации объекта от начала заводнения до момента прорыва воды (определяется по динамике обводнения) при обычном заводнении по слою с проницаемостью k_i.

     Когда разработка залежи осуществляется с  самого начала с применением метода циклической закачки воды, то τ*=0, если нагнетательные скважины переводятся на нестационарный режим работы некоторое время спустя, то τ*>0.

     Свойства  пластов, влияющие на процесс. Неоднородность коллектора по толщине и проницаемости оказывает самое большое влияние на процесс циклического воздействия. В реальных условиях эта неоднородность пластов очень можно изменяется по простиранию залежей. При моделировании процесса циклического заводнения она схематизируется системой, представленной двумя слоями с разными проницаемостью и толщиной. Исходной информацией для интерпретации реального пласта двухслойной моделью служат результаты поинтервальных замеров проницаемости геофизическими методами. Схема построения геологической модели пласта для изучения процесса соответствует в принципе только условиям гидродинамических перетоков жидкости между слоями разной проницаемости при изменении режима нагнетания воды в пласты.

     При такой схематизации пласт характеризуется следующими относительными параметрами:

Н₁ и Н₂ – относительные толщины слоев, причем Н₁ + Н₂=1;

k₁ и k₂ – относительные проницаемости слоев.

     Произведение  служит мерой неоднородности коллектора.

     На  основе геофизических измерений  по некоторым пластам месторождений  Татарии и Западной Сибири получены значения их показателей неоднородности (табл. 1).

     Таблица 1.

     Показатели  неоднородности различных  пластов.

     Очень важным свойством пластов является также степень гидродинамической  изолированности слоев, характеризующаяся  коэффициентом Ψ, представляющим собой отношение площади непроницаемой части контакта слоев ко всей рассматриваемой площади пласта. Этот параметр вводится аддитивно в показатель относительного времени τ* и характеризует запаздывание начала циклического заводнения:

      .

     Для интегрального отражения роли капиллярных  сил в эффективности циклической закачки воды вводится коэффициент удержания воды в нефтенасыщенных слоях (зонах) β. Он представляет собою долю воды, удержанной капиллярными силами в малопроницаемом нефтенасыщенном слое, куда она поступила из обводненного высокопроницаемого слоя за счет циклического воздействия, и записывается в виде.

где V₁ – объем воды, поступившей в малопроницаемый слой в полуцикле повышения давления нагнетания; V₂ – объем воды, вышедшей из малопроницаемого слоя в полуцикле снижения давления нагнетания.

     Очевидно, что при β=0, когда вода не удерживается в малопроницаемом слое, процесс циклического заводнения не будет эффективным. Такой случай возможен или в сильно гидрофобизованных пластах, когда контактный угол смачивания поверхности пор приближается к 90°, или в микрооднородной пористой среде, когда поровые каналы (поры) одинаковы по размеру. Однако и то и другое в реальных пластах не имеет места.

     Максимальный  эффект можно получить в том случае, когда весь объем внедрившейся воды будет удерживаться в малопроницаемом слое (β=1). При сильном проявлении капиллярных сил β является функцией безразмерного параметра водонасыщенности, времени цикла и может достигать 0,7—0,8,

т. е. 70—80% воды, внедрившейся в малопроницаемые  слои, удерживается там, а 20—30% возвращается в высокопроницаемые слои.

     Для конкретных объектов разработки этот коэффициент будет зависеть от смачиваемости и микронеоднородности пористой среды и должен определяться экспериментально при различных режимах процесса на естественных образцах пласта (кернах).

Эффективность циклического воздействия  на пласты

     Проведенные исследования влияния различных  факторов на эффективность процесса позволили установить идентичность зависимостей показателей эффективности циклического заводнения для коллекторов разных типов (рис 2). На рис. 2 конец разработки месторождения соответствует прорыву воды в добывающую галерею по слою с меньшей проницаемостью (τ=1/k₂), т. е. полному охвату пласта заводнением, и эффект от циклического воздействия сводится к нулю. На практике же эксплуатация нефтяной залежи осуществляется при помощи скважин, и из соображений рентабельности разработка не доводится до полного обводнения добываемой продукции. Поэтому в реальных условиях метод циклического заводнения не только интенсифицирует процесс заводнения, но одновременно и увеличивает нефтеотдачу пластов за счет повышения охвата их заводнением к моменту достижения экономического предела рентабельности эксплуатации.

     Эффективность нестационарного циклического воздействия на пласты изменением давления нагнетания воды растет почти пропорционально увеличению амплитуды колебания расхода воды (рис. 3).

     Во  всех случаях зависимость S_max=f(b) выражается практически прямой линией (см. рис. 3). Из рисунка видно также, что для получения равных дополнительных отборов нефти из коллекторов различной неоднородности необходимо задавать различный режим нагнетания:   чем   меньше  

Рис 2. Зависимость показателей          Рис 3. Зависимость прироста текущей добычи

Эффективности циклического за-       нефти S_maxот амплитуды давления нагнетания b

воднения –  текущей добычи S, на-

копленного отбора нефти χ₁, нефте-

отдачи χ₂ от безразмерного времени

τ для условий пласта А_4-5 Самотлорс-

кого месторождения.

толщинная проницаемостная неоднородность коллектора, тем значительнее должны быть амплитуды колебания расхода воды и, естественно, колебания давления нагнетания.

     В реальных условиях амплитуда колебания  расхода воды не может быть бесконечно большой. Увеличение объема нагнетания воды (при постоянном числе нагнетательных скважин) ограничивается возможностями насосов, устанавливаемых в системе заводнения. Сокращение же объема нагнетания воды, следствием которого является снижение пластового давления, не должно приводить к снижению его величины намного ниже давления насыщения. Как отмечалось, на практике целесообразно снижение пластового давления в зоне отбора ниже давления насыщения нефти газом не более чем на 15—20 %.

     Оснащение промыслов современными насосами позволяет  осуществлять процесс циклической закачки воды в пласты без дополнительных затрат на переустройство системы заводнения. Осуществление циклического заводнения с полной остановкой нагнетательных скважин (b=1), когда в фазу повышения давления нагнетания расход увеличивается в 2 раза (при сохранении неизменным среднего уровня закачки), может потребовать установки высоконапорных насосов, позволяющих закачивать воду при максимальных давлениях на устье скважин до 22–25 МПа.

     При выборе той или иной амплитуды нужно учитывать, что отключение нагнетательных скважин и даже ограничение объемов закачки воды уменьшением давления нагнетания могут привести к замерзанию нагнетательных скважин и водоводов в зимнее время или появлению в них нефти.

     Эффективность циклического заводнения снижается с ростом относительного времени   начала   циклического   заводнения   τ*.

     Время начала циклического заводнения влияет не только на величину эффекта, но и  на длительность его проявления, а  также на время достижения максимального  значения эффективности. Чем раньше начато циклическое заводнение, тем большую долю дополнительной накопленной добычи нефти можно обеспечить к концу разработки в общем объеме накопленной добычи нефти. Начало применения метода на поздней стадии разработки надо считать менее целесообразным, поскольку дополнительная добыча нефти за счет метода приходится на период, когда разработка сопровождается отбором больших количеств воды (рис. 4). Для некоторых нефтяных месторождений на этом рисунке показано изменение максимальных значений текущих показателей эффективности метода χ₁ (прироста добычи нефти) в зависимости от относительного времени начала циклического заводнения τ*. Из рисунка видно, что при увеличении τ* максимальные значения χ₁ по всем объектам резко снижаются. С учетом масштаба времени часть зависимостей (рис. 4) перестроена в абсолютном времени t* (рис. 5). При пересчете использовалась прогнозная динамика обводнения продукции этих объектов, полученная при определении перспектив их разработки.

Рис 4. Зависимость относительной дополнительной добычи нефти χ_{1 max} от oотносительного времени начала циклического заводнения τ* для разных месторождений.

Месторождения: 1— Шаимское; 2 — Жетыбайское; 3 — Азнакаевская площадь, Ромашкинское, Д₁; 4 — Западно-Сургутское, БС₁₀; 5 -  Абдрахмановская площадь, Ромашкинское. Д_1;

     6, 7, 8 - Самотлорское. AB_4-5. БВ₂ и 6В₃ соответственно.

Рис. 5. Зависимость  дополнительной добычи нефти χ_{1 max} от времени начала циклического заводнения τ* для разных месторождений.

     Место рождения:  1, 2, 3 – Самотлорское, соответственно БВ₁₀, БВ₄, AB_4-5; 4 – Абдрахмановская площадь, Ромашкинское, Д₁; 5 – Азнакаевское Д_1. 

     Обращает  на себя внимание то обстоятельство, что  темп падения эффективности процесса с ростом t* по пластам Самотлорского месторождения гораздо значительнее, чем по пласту Д₁ Ромашкинского месторождения. Различие в характере изменения χ₁ от t* можно объяснить разными типами коллекторов на указанных месторождениях. На основании рис. 4 и 5 можно считать, что месторождение целесообразно разрабатывать с самого начала с циклическим заводнением, т. е. оптимальным считать τ*=0.

     Рис 6. Номограмма эффективности циклического заводнения.

     При прочих одинаковых параметрах эффективность  циклического заводнения является функцией неоднородности и гидропроводности более проницаемого слоя k₁H₁(рис. 6). Нанесенные на диаграмме кривые (1-38) являются изолиниями максимальных накопленных дополнительных отборов нефти только при циклическом заводнении (||χ₂||− −1). Реальными значениями ||χ₂||−1 следует считать значения, расположенные в области I (см. рис. 6) и изменяющиеся в пределах от 1 до 20%. Значения ||χ₂||−1, расположенные в областях II и III, являются практически нереальными. Эффективность процесса циклического воздействия на пласты увеличивается с ростом и k₁H₁. По номограмме (см. рис. 6) можно, не обращаясь к помощи ЭВМ, оценить возможный максимальный прирост нефтеотдачи при циклическом заводнении, начало которого совпадает с началом обычного заводнения (τ*=0) при заданных амплитудном факторе βb=0,5 и относительной частоте смены циклов ω=2. Полученные результаты дают основание предполагать, что метод циклической закачки воды применим везде, где разработка осуществляется  с  использованием  обычного заводнения.

     Влияние степени гидродинамической разобщенности  слоев Ψ на эффективность циклического заводнения залежей изучено с различной неоднородностью по проницаемости ( ). С увеличением распространения изолирующего непроницаемого прослоя эффективность процесса    циклического   заводнения,   естественно, снижается. Качественная картина динамики относительных показателей циклического заводнения в зависимости от степени разобщенности слоев для коллекторов всех типов остается идентичной (рис. 7).

     Для каждого сочетания проницаемостей слоев существует свое предельное значение ψ_max, выше которого применение циклического заводнения может оказаться нецелесообразным. В общем случае такой величиной можно считать ψ=0,4-0,5, и, как показали исследования, при ψ=0,5 во всех случаях максимальный эффект накопленной добычи нефти ||χ₂|| или слишком мал, или вообще отсутствует.

     Рис 7. Влияние степени расчленённости пласта ψ на дополнительную добычу нефти (прирост нефтеотдачи) ||χ₂|| при разной неоднородности

     Таким образом, циклическое воздействие  на неоднородные пласты способствует увеличению текущего уровня добычи нефти  и конечной нефтеотдачи за счет повышения  охвата их заводнением. Эффект от циклического воздействия на пласты увеличивается с повышением гидрофильности пласта (смачиваемости), микронеоднородности пористой среды, проницаемостной (слоистой) неоднородности, сообщаемости слоев, а также с увеличением амплитуды колебания давления нагнетания воды и с применением процесса на более ранней стадии заводнения.