А. В. Афанасьева - Геологический портал GeoKniga
реклама
А. В. Афанасьева А. Т. Горбунов И. Н. Шустеф Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания Москва «Недра» 1975 Афанасьева А. В., Горбунов А. Т., Шустеф Н. Н. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания, М., «Недра», 1975. с. 215 В книге обобщен опыт заводнения при различных давлениях нагнетания на месторождениях Советского Союза и за рубежом. Рассмотрены физические предпосылки, определяющие значение давления нагнетания в процессе заводнения. На основании обобщения опыта разработки и лабораторных исследований дана оценка влияния давления нагнетания на основные технологические показатели заводнения. Рассмотрены особенности интерпретации результатов исследования скважин с целью определения параметров, учитывающих влияние давления на проницаемость коллектора. Дана методика расчета показателей заводнения с учетом влияния давления на проницаемость коллекторов. Рассмотрен вопрос об оптимальном давлении нагнетания. Книга рассчитана на научных и инженерно-технических работников, занимающихся разработкой нефтяных .месторождений. Табл. 31, ил. 92, список лит.—125 назв. ПРЕДИСЛОВИЕ Характерной особенностью разработки нефтяных месторождений СССР является поддержание пластового давления на ранней стадии разработки. При этом основным методом воздействия на пласты служит заводнение. В настоящее время более 80% нефти в СССР "добывается на месторождениях, где осуществляется закачка воды. Развитие нефтяной промышленности и высокий темп роста добычи нефти связаны с непрерывным совершенствованием процесса заводнения. В широких промышленных масштабах заводнение начало применяться у нас в 40-х годах на многих нефтяных месторождениях Урало-Поволжья. К этому времени в США был накоплен многолетний опыт заводнения, но осуществлялось оно по площадной системе и в основном как вторичный метод после истощения залежей на режиме растворенного газа. В нашей стране технология заводнения развивалась другими путями. Были сформулированы основные принципы рациональной разработки, созданы методы расчета показателей заводнения, составлены и осуществлены на практике сотни проектов разработки с применением этого метода. Одним из важнейших показателей заводнения, определяющим его технико-экономическую эффективность, является давление нагнетания. В первые годы осуществлялось законтурное заводнение и логично было поддерживать на линии нагнетания давление, равное начальному пластовому во избежание ухода воды в законтурную область. Затем с целью интенсификации добычи нефти А. П. Крыловым было предложено увеличивать давление нагнетания на забоях нагнетательных скважин до значений выше начального 'пластового. Этому способствовало широкое внедрение внутриконтурного заводнения, при котором уход воды в законтурную зону резко сокращается. В последнее десятилетие в нефтяной промышленности СССР наблюдается тенденция к дальнейшему повышению давления нагнетания. Так, например, на месторождениях Татарии с 1950 по 1974 г. давление нагнетания на устье было повышено с 50 до 160—200 кгс/см2, а опытная закачка на отдельных участках проводилась и при больших давлениях (до 200—300 кгс/см2). Наибольших величин давление нагнетания (по отношению к вертикальному горному) в настоящее время достигло на месторождениях Пермской области, где на многих объектах давление на забоях нагнетательных скважин близко к вертикальному горному давлению или даже превышает его. Вертикальное горное давление обычно определяется как давление всей толщи горных пород, залегающих над рассматриваемым пластом. 3 В мировой практике добычи нефти достигнуты давления нагнетания воды при заводнении до 400 кгс/см2 на устье (месторождение Хаус-Маунтин в Канаде). В настоящее время при прогнозе показателей заводнения принимается, что все коллекторы продуктивной толщи принимают воду в нагнетательных скважинах и дают приток в эксплуатационных скважинах при любом давлении. Если в расчеты вводится нижний предел проницаемости, он считается независимым. от давления. При таком подходе величина давления нагнетания является показателем, определяющим только темп разработки и не оказывающим никакого влияния на нефтеотдачу. В то же время фактические данные показывают, что процессы, происходящие при заводнении, значительно сложнее и что роль давления нагнетания при разработке нефтяных месторождений более существенная и многообразна. Об этом свидетельствуют следующие факты, выявленные в результате анализа промысловых данных. 1. Обобщение фактических данных по многим месторождениям СССР (Татария, Башкирия, Куйбышевская и Пермская области. Западная Сибирь, Западный Казахстан и др.) показывает, что при существующих режимах закачки воды заводнением охватывается только часть мощности продуктивных отложений. Многочисленность данных о неполном охвате заводнением свидетельствует о том, что это явление не случайное, а типичное для основных нефтедобывающих районов. Бесспорным признан факт, что при определенных давлениях нагнетания проницаемые (а часто и высокопроницаемые) коллекторы воду не принимают. 2. При повышении давления нагнетания до вертикального горного на большинстве месторождений увеличивается мощность коллекторов, принимающих воду. 3. Зависимость приемистости от давления нагнетания нелинейная, причем темп прироста приемистости существенно выше, чем темп прироста давления. Все эти факты требуют объяснения. Обобщение опыта разработки нефтяных месторождений при различных давлениях нагнетания воды, изучение механизма процесса заводнения при высоких давлениях, создание методов оценки технологических показателей заводнения с учетом влияния давления и определение оптимальных давлений закачки воды будут способствовать повышению эффективности разработки. Главы I и III написаны А. В. Афанасьевой, И. Н. Шустефом; главы II и IV - А. В. Афанасьевой, А. Т. Горбуновым, И. Н. Шустефом; глава V—А. В. Афанасьевой, А. Т. Горбуновым и глава VI—А. В. Афанасьевой, Л. Н. Бученковым, А. Т. Горбуновым, И. Н. Шустефом. 4 ГЛАВА I АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ПРОМЫСЛОВЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ И РАЗРАБОТКИ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ДАВЛЕНИЯХ НАГНЕТАНИЯ Обобщение промыслового опыта позволяет выявить характерные особенности разработки при различных давлениях нагнетания воды в пласт и оценить положительные и отрицательные стороны процесса заводнения при высоких давлениях нагнетания: Ниже обобщается имеющийся в настоящее время большой фактический материал по разработке нефтяных залежей при различных давлениях по основным нефтедобывающим районам СССР и приводятся данные по зарубежным месторождениям. § 1. ОПЫТ ЗАВОДНЕНИЯ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ СОВЕТСКОГО СОЮЗА Месторождения Татарской АССР и Башкирской АССР Туймазинское месторождение. Основными объектами разработки на Туймазинском месторождении являются пласт Д I муллинского горизонта и пласт ДII муллинского горизонта. Пласт ДI приурочен в основном к средней части пашийского горизонта. Его мощность изменяется от 5 до 25 м, пористость составляет около 21 %, проницаемость 400 мД. Продуктивный пласт ДII относится к средней и верхней пачкам муллинского горизонта. Песчаники средней пачки мощностью 14—22 м отличаются хорошими коллекторскими свойствами: пористость 22%, проницаемость 410 мД. В разрезе верхней лачки имеется один— два песчано-алевритовых прослоя мощностью до 5 м, со средней пористостью 20%, проницаемостью 270 мД. Пласты ДI и ДII гидродинамически связаны друг с другом. Нефти их близки по свойствам: газонасыщенность около 63 м3/т, вязкость в пластовых условиях 2,3—2,6 сП, плотность в пластовых условиях 0,796—0,799 г/см3, объемный коэффициент 1,165—1,169. Туймазинское месторождение—одно из первых в Советском Союзе, на котором было осуществлено законтурное заводнение. Закачка воды велась при относительно низком давлении нагнетания—до 50—70 кгс/см2 на устье (0,5—0,6 вертикального горного). Несмотря на небольшой диапазон изменения давления исследование нагнетательных скважин, позволило выявить характерные особенности его влияния на показатели заводне5 ния, которые подтвердились в дальнейшем практикой разработки других месторождений. Еще в 1958 г. Ф. С. Абдулиным [1] было проведено исследование зависимости приемистости законтурных нагнетательных скважин от перепада давления. Под перепадом давления понималась разница между давлением на устье нагнетательной скважины при различных установившихся режимах закачки и давлением на устье при полной остановке скважины. Давление на устье при заводненин находилось в пределах 50—60 кгс/см2, в отдельных случаях оно доходило до 70 кгс/см2. В рассмотренном диапазоне изменения давления была установлена нелинейная зависимость приемистости от давления. При увеличении 'перепада давления примерно в 1,5 раза расход годы увеличился в 2—2,5 раза и более. Проводились также исследования на неустановившихся режимах. Анализ результатов обработки кривых падения и восстановления давления показал изменение проницаемости коллектора в зависимости от режима закачки. Так как замеров работающей мощности в то время не проводилось, то точнее говорить об изменении комплексного показателя kh, а не проницаемости. Как показали исследования, значения kh изменялись очень существенно при увеличении объема закачки (в 2—4 и даже 6 раз). Ф. С. Абдулин объясняет это явление наличием естественных трещин, которые раскрываются при достижении определенного критического давления—до 50 кгс/см2 на устье или около 200 кгс/см2 на забое (50% от вертикального горного). Характерно, что нагнетательные скважины, в призабойной зоне, которых в пласте имелись естественные трещины, сравнительно легко были освоены и долго работали без затухания приемистости. Скважины, в которых естественные трещины отсутствовали или были слабо развиты, были освоены с трудом и работали с быстрым затуханием приемистости. Внедрение в промысловую практику расходомеров позволило выявить качественно новые явления, а именно: изменение с ростом давления нагнетания не только приемистости, но и мощности, принимающей воду в нагнетательных скважинах. Впервые такие факты также были установлены на Туймазинском месторождении. Результаты промысловых исследований 1960—1962 гг. с помощью расходомера УФНИИ описаны в литературе [46]. Снимались профили притока и излива. В результате экспериментов на 14-ти скважинах установлено, что увеличение объема закачки (а, следовательно, давления нагнетания) приводило к увеличению мощности, принимающей воду, уменьшение расхода воды — к уменьшению мощности. Отношение мощности, принимающей воду, к общей мощности изменялось в пределах от 0,25—0,3 до 0,9 при изменении приемистости нагнетательных скважин в 1,5—3 раза. 6 Кроме того, снимались кривые падения давления наказных режимах закачки после работы скважины на каждом режиме 2—3 суток, подтвердившие изменение гидропроводности с увеличением объема закачки. Шкаповское месторождение. Результаты исследований нагнетательных скважин по пласту ДI Шкаповского месторождения обобщены Л. И. Меркуловой [66]. Пласт ДI на этом месторождении залегает на глубине 2000 м. Основной эксплуатационный объект, содержащий боль- Рис. 1. Относительная мощность интервалов, принимающих воду, в скважинах пласта ДI Шкаповского месторождения при различных давлениях нагнетания. Пластовое давление в зоне нагнетания: 1 — 200— 210 кгс/см2; 2—220—230 кгс/см2; 3—240— 250 кгс/см2 ше 90% балансовых запасов нефти, имеет повсеместное распространение в пределах залежи и представлен монолитными песчаниками, хорошо выдержанными по площади и имеющими хорошие коллекторские свойства. Средняя мощность песчаников средней пачки равна 10 м, проницаемость—400 мД, пористость—20%. Коэффициент песчанистости составляет 0,83, коэффициент выдержанности 0,99. Отдельные прослои глин и более плотных разностей имеют ограниченное распространение и не препятствуют гидродинамической связи в пределах залежи. Начальное пластовое давление равно 200 кгс/см2, вязкость пластовой нефти 4,7 сП. Пласт ДI вступил в эксплуатацию в 1956 г. и разрабатывался сначала с законтурным, а потом с законтурным и внутри-контурным заводнениями при давлении на устье нагнетатель7 ных скважин до 90—100 кгс/см2 (~0,6 вертикального горного). Исследованиями с помощью расходомеров [65, 66] были вы явлены важные особенности работы нагнетательных скважин этого объекта в процессе заводнения. На рис. 1 дано изменение относительной работающей мощности ћ (т. е. отношения мощности, принимающей воду, к вскрытой) в зависимости от давления р у на устье нагнетательной скважины. Видна явная зависимость охвата по мощности от давления нагнетания: на графике — все точки расположились в пределах узкой полосы. Разница между максимальными и минимальными значениями ћ довольно постоянна. | При давлении нагнетания 30 — 40 кгс/см2 на устье охват по мощности низкий, а некоторые скважины при таком давлении воду не принимают. С повышением давления нагнетание до 80—100 кгс/см2 охват по мощности закономерно увеличивается, доходя до 0,6—0,8. При дальнейшем повышении давления нагнетания до 110 - 120 кгс/см2 темп увеличения охвата по мощности резко замедляется. Рис. 2. Зависимость относительной мощности интервалов В целом по пласту Д I Шкаповского месторождения отметить очень высокий охват пласта, принимающих воду, от необходимо давления нагнетания. заводнением по мощности при относительно низких Пластовое давление в зоне давлениях нагнетания. 2 нагнетания: 1 — 200 кгс/см ; 2 — 250 кгс/см2 Так, при забойном давлении до 0,6 вертикального горного охват по мощности в среднем составляет 0,75, а по отдельным скважинам превышает 0,80. Если учесть хорошую гидродинамическую связь в пределах пласта Д I при такой работающей мощности, охват заводнением продуктивных отложений должен быть высоким. Для сравнения можно привести средние данные об охвате по мощности в нагнетательных скважинах Ромашкинского месторождения, который при давлении нагнетания до 0,6 вертикального горного составляет примерно 0,5 в песчаниках и 0,3 в плотных алевролитах [35]. При исследовании факторов, определяющих охват по мощности в нагнетательных скважинах. Л. И. Меркулова обратила внимание на роль пластового давления в зоне нагнетания. Точки, соответствующие более высокому пластовому давлению в зоне нагнетания (см. рис. 1), преобладают в области большого охвата заводнением. На графике рис. 2, построенном, как и график рис. 1, по результатам работы [65], совмещены данные по охвату заводнением, пластовому давлению и давлению нагнетания. Судя по графику, влияние давления нагне8 тания на охват однозначно—с ростом давления увеличивается охват. Только темп прироста охвата неодинаковый — наибольший прирост работающей мощности получается при давлении до 100 кгс/см2 на устье. При дальнейшем увеличении давления нагнетания темп увеличения работающей мощности резко замедляется. Роль пластового давления в зоне нагнетания менее ясна. При давлениях нагнетания до 80 кгс/см2 на устье с уменьшением пластового давления охват по мощности увеличивается. В интервале давлений нагнетания 80—100 кгс/см2 пластовое давление практически не оказывает существенного влияния на охват. И, наконец, при давлении нагнетания выше 100 кгс/см2 более высокий охват получается при большем пластовом давлении. В целом можно отметить, что давление нагнетания оказывает более существенное влияние на охват по мощности, чем пластовое давление на линии нагнетания. Так, при изменении пластового давления на 50 кгс/см2 (с 200 до 250 кгс/см2) охват по мощности увеличивается на 15—20%, а при таком же изменении давления нагнетания (например с 40—50 до 90— 100 кгс/см2) охват увеличивается на 40—45%. Если же учесть, что само пластовое давление зависит от давления нагнетания, то роль последнего становится еще больше. И тем не менее выявление самого факта влияния пластового давления в зоне нагнетания на охват по мощности имеет большое принципиальное значение не только для Шкаповского месторождения, но и для других месторождений Советского Союза. Для пласта ДI Шкаповского месторождения также характерна нелинейная зависимость приемистости нагнетательных скважин как общей, так и удельной от давления нагнетания, причем более высоком пластовом давлении темп роста приемистости больше. Арланское месторождение. Много данных о влиянии давления нагнетания на показатели заводнения имеется по Арланскому месторождению. На этом месторождении разрабатываются отложения угленосной толщи, в которых выделяется восемь пластов. Максимальную мощность и наилучшие коллекторские свойства (средняя проницаемость 800—900 мД) имеют второй сверху пласт и самый нижний. Остальная продуктивная толща представлена коллекторами худшей характеристики с большей неоднородностью и частым замещением песчаников плотными породами— алевролитами. В. А. Блажевич, А. А. Глазков, Е. Н. Умрихина, Р. К. Тазетдинов, Б. И; Глинский, Н. С. Князев, Б. Р. Ярославов и др. [14. 24, 72, 91 и др.] показывают, что с ростом давления нагнетания наблюдается увеличение мощности интервала, принимающего воду, в нагнетательных скважинах в пределах исследованного ими диапазона изменения давления. Причем это типично для большинства скважин Арланского месторождения. 9 В работе [14] приведены осредненные данные по Новохазинской площади, свидетельствующие об увеличении охвата по мощности примерно с 0,3 до 0,5—0,6 с ростом давления нагнетания на КНС* от 75 до 125 кгс/см2. При средней глубине залегания коллектора 1250—1260 м это соответствует давлению, на забоях нагнетательных скважин примерно 0,7—0,8 вертикального горного. Показана связь [72] между давлением нагнетания и характеристикой пластов, принимающих воду, для участка Арланского месторождения. Достаточно мощные и высокопроницаемые коллекторы хорошо охвачены заводнением даже при низких, давлениях на устье (менее 75 кгс/см2, или 0,6 вертикального горного). В то же время более половины прослоев с худшими, коллекторскими свойствами не принимают воду и при давлении нагнетания 150 кгс/см2 на устье (0,9 вертикального горного). Интересные данные приведены Р. К. Тазетдиновым [91]. Для одно-, двух- и трехпластовых разрезов скважин даются осредненные значения приемистости, охвата по мощности и коэффициента неоднородности закачки при разных давлениях нагнетания по достаточно большому числу определений. Показано, что для пластов, имеющих наилучшие коллекторские свойства, охват по мощности при существующих режимах заводнения по данным исследования расходомерами и дебитомерами составляет 0,5—0,6, в то время как для пластов худшей характеристики он находится в пределах 0,25—0,3. При анализе влияния давления нагнетания выделены скважины, в которых вскрыт только один пласт, два пласта или три пласта. Для однопластовых скважин охват по мощности с увеличением давления нагнетания от 40 до 140 кгс/см2 на устье возрастает (с 0,2 до 0,65), а затем темп его прироста резко замедляется и при давлении 160 кгс/см 2 охват составляет в среднем 0,7. Характер неоднородности профиля приемистости изменяется несущественно. В скважинах, вскрывших два пласта, темп изменения приемистости с изменением давления значительно выше, чем для однопластовых. Охват по мощности увеличивается с 0,25—0,35 при давлении на устье 60—80 кгс/см2 до 0,75 при давлении до 160 кгс/см2 при одновременном выравнивании профиля приемистости. В скважинах, вскрывших три пласта, характер изменения охвата отличается от остальных. При увеличении давления на устье с 50 до 90 кгс/см2 охват растет очень интенсивно (примерно с 0,2 до 0,5). Затем до давления 135 кгс/см2 он стабилизируется, и при дальнейшем повышении давления снова резка возрастает (до 0,75). Очевидно, это связано с подключением пластов худшей характеристики при более высоких давления * Кустовых насосных станциях.; 10 нагнетания. Зависимость приемистости от давления имеет нелинейный характер, который особенно ярко проявляется в скважинах, вскрывших один пласт. Хотя на Арланском месторождении достигнуты давления нагнетания до 160 кгс/см2 на устье, надежные результаты исследований приводятся для интервала давлений 40—140 кгс/см2 (0,45— 0,85 вертикального горного). По всем имеющимся данным в этом интервале охват по мощности в нагнетательных скважинах увеличивается с повышением давления нагнетания. Ромашкинское месторождение. Ромашкинское месторождение введено в разработку в 1947 г. и в соответствии с генсхемой ВНИИ на нем осуществляется внутриконтурное заводнение. Рядами нагнетательных скважин месторождение разделено на несколько самостоятельных площадей. Отдельные площади дополнительно разрезаны продольными и поперечными или кольцевыми рядами, а в последние годы внедряется очаговое заводнение. На Ромашкинском месторождении нефть добывается из девонских отложений, представленных терригенными породами. В основном продуктивном горизонте ДI выделяются шесть самостоятельных пластов а, б1+2, б3, в, г и д. Различные литологические разности пород, слагающих горизонт ДI, были условно подразделены ТатНИИ на три группы: аргиллиты (неколлектор), алевролиты и песчаники. К аргиллитам отнесены породы с пористостью менее 11% и проницаемостью менее 10 мД, к алевролитам—породы, имеющие пористость в пределах от 11 до 16% и проницаемость менее 160 мД, и к песчаникам— породы с пористостью более 16% и проницаемостью более 160 мД. Особенностью геологического строения горизонта Д I Ромашкинского месторождения является невыдержанность коллекторских свойств как по площади, так и по разрезу. При этом высокопроницаемые и плотные коллекторы залегают, как правило, совместно. На одной части продуктивной площади коллекторы худшей характеристики сосредоточены в верхней части разреза, на другой в нижней части, а на большой территории чередуются прослои алевролитов, песчаников и аргиллитов без явной закономерности, причем число продуктивных интервалов может доходить до 6—8. Характерно, что на основных площадях этого месторождения имеются только ограниченные зоны, где горизонт ДI в целом представлен однотипными коллекторами—алевролитами или песчаниками. В разрезах остальных скважин присутствуют прослои алевролитов и песчаников, разделенные между собой неколлектором. Причем в западной и северо-западной частях месторождения плотные коллекторы сосредоточены в верхней части разреза, на севере и северо-востоке—в нижней части разреза, а на Абдрахмановской, Павловской площадях более чем 11 в 50% скважин чередуются прослои плотных и высокопроницаемых пород [6]. Распространение коллекторов по площади также очень сложное. Наряду с повсеместным развитием пластов на больших территориях (в основном представленных песчанниками) по пластам, как правило имеющим ухудшенные коллекторские свойства, часто наблюдается замещение песчаников алевролитами и большие зоны отсутствия коллектора. Сложные условия залегания коллекторов, совместное вскрытие и эксплуатация песчаников алевролитов в большинстве пробуренных скважин создает определенные трудности в процессе разработки, так как коллекторы различной характеристики работают при одном режиме заводнения. За 25 лет разработки на Ромашкинском месторождении несколько раз менялось давление нагнетания. В первые годы заводнение велось при давлении 50 кгс/см2 на выкиде насосов, что обеспечивало поддержание на линии нагнетания давления, близкого к начальному пластовому. Затем КНС и система водоснабжения были переоборудованы и с 1957 г. начата закачка воды при давлении 100—120 кгс/см2. В 1966—1968 гг. были внедрены насосы 9-Ц-12, и в настоящее время давление нагнетания на большинстве КНС составляет 150—160 кгс/см2. С 1970 г. на некоторых КНС установлены насосы, дающие на выкиде до 200 кгс/см2. Кроме того, в объединении Татнефть проходили испытания насосы с давлением на выкиде до 400 кгс/см2. Существенное повышение давления нагнетания явилось одним из важных факторов, обеспечивших более высокую добычу нефти. Исследования нагнетательных скважин при помощи расходомеров показали, что для Ромашкинского месторождения также характерна тенденция увеличения мощности, принимающей воду, с ростом давления нагнетания. Как указывалось выше, в целом по месторождению при существующем режиме закачки в условиях совместного вскрытия и эксплуатации пластов и прослоев с различными коллекторскими свойствами охват по мощности оценен для песчаников в 0,5, для алевролитов в 0,3 [35]. Осредненные данные по отдельным участкам, площадям и месторождению показывают рост охвата заводнением в результате перехода с давления на устье нагнетательных скважин 80—100 на давление 150—160 кгс/см2, причем наиболее существенное приращение мощности,! принимающей воду, отмечено в плотных коллекторах [23]. При большой расчлененности разреза горизонта ДI непроницаемыми перемычками на пласты и прослои другим не менее важным показателем является число прослоев, охваченных заводнением. Судя по результатам исследований с помощью расходомеров, за последние 10 лет на Миннибаевской, Альметь12 евской и Северо-Альметьевской площадях, на которых преобладают скважины, вскрывающие 3—4 продуктивных интервала, при повышении давления нагнетания в пределах 80—160 кгс/см2, число интервалов, принимающих воду, изменяется несущественно, и доля работающих прослоев в указанном диапазоне изменения давления нагнетания находится в пределах 60— 70% от числа вскрытых продуктивных интервалов. В то же время повышение давления нагнетания привело к увеличению мощности, принимающей воду. Следовательно, при изменении давления в таких пределах в основном происходило расширение уже работающих интервалов и в меньшей степени подключение новых прослоев. Аналогичные выводы были сделаны на основании анализа результатов крупного промышленного эксперимента, проведенного в 1966 г. в районе КНС № 21 на Абдрахмановской площади [30, 31]. Опытный участок включал скважины центрального разрезающего ряда и ближайшие два ряда эксплуатационных скважин и имел типичные для центральной части Ромашкинского месторождения характер распространения и условия залегания коллекторов. В результате повышения давления нагнетания от 100—120 до 160—165 кгс/см2 средняя приемистость нагнетательных скважин возросла от 130 до 300 м3/сут. По 44 окружающим эксплуатационным скважинам дебиты в среднем возросли на 10 т/сут. В нагнетательных скважинах до эксперимента и в процессе его проводились исследования с помощью расходомеров. Результаты исследования 12 нагнетательных скважин показали, что в двух скважинах увеличилась только приемистость, в четырех кроме роста приемистости, увеличился интервал мощности пластов и ранее принимавших воду, и в шести скважинах отмечено также подключение интервалов, которые при более низком давлении воду не принимали. Из общей перфорированной в 12 скважинах мощности 142 м при давлении нагнетания в пределах 80—100 кгс/см2 воду принимали 27 м, или 19%, а при повышении давления до 160 кгс/см2 работающая мощность увеличилась до 48 м, или 34% от перфорированной. Из 34 вскрытых прослоев при более низком давлении воду принимали 17, а при давлении на устье до 160 кгс/см2—24 прослоя. Как видно, несмотря на положительный эффект повышения давления нагнетания в пределах от 100 до 160 кгс/см2, полный охват по мощности не был достигнут, и 30% вскрытых прослоев воду не принимали, в том числе и пласты, имеющие достаточно хорошие коллекторские свойства. Поскольку на основных площадях Ромашкинского месторождения при давлениях нагнетания в пределах 140—160 кгс/см2 установлен неполный охват заводнением по мощности, исследования были продолжены при большем давлении нагнетания. В 1967 г. на Абдрахмановской площади НГДУ Иркеннефть на скв. 902 и 823 были проведены промышленные эксперименты 13 по закачке воды при давлениях нагнетания в пределах от 100 до 315 кгс/см2 на устье [30, 31, 83]. В процессе экспериментов на различных режимах нагнетания проводились исследования расходомерами, показавшие существенное увеличение не только приемистости, но и мощности, принимающей воду. В 1968 г. объединением Татнефть, ВНИИ н ТатНИИ проводились эксперименты на двух участках Ромашкинского месторождения—Абдрахмановской площади (район нагнетательной скв. 8974) и Южно-Ромашкинской площади (район нагнетательной скв. 9355). Эти эксперименты (продолжительностью до 1 месяца) позволили изучить влияние давления нагнетания на работу не только нагнетательных, но и ближайших эксплуатационных скважин. В нагнетательных скважинах исследования с помощью расходомеров проводились ТатНИИ, в эксплуатационных — ЦНИИПРами НГДУ Иркеннефть и Лениногорскнефть. Закачку воды при высоких давлениях нагнетания осуществляли агрегатами АН-500. Затем скважину снова переключали Таблица 1 Результаты исследования с помощью расходомеров скв. 823, 8974 и 9355 14 на кустовую насосную станцию (в табл. 1 режим работы от КНС отмечен звездочкой). Общий объем закачанной воды в процессе экспериментов был значительным: по скв. 823 около 30 тыс. м3, по скв. 8974—52 тыс. м3 и по скв. 9355—45 тыс. м3. На рис. 3 и в табл. 1 приведены данные об изменении общей приемистости q в горизонте ДI удельной приемистости q/h (т. е. приемистости, приходящейся на 1 м работающей мощности) и охвате по мощности при достаточно длительной закачке воды и высоких давлениях нагнетания по скв. 823. 8974, 9355. Видна явно нелинейная зависимость приемистости (как общей, так и удельной) от давления и рост охвата по мощности с повышением давления нагнетания. Однако при совместной работе пластов различной характеристики часть прослоев, представленных худшими коллекторами, воду, как правило, не принимает даже при давлениях на устье выше 300 кгс/см2, что близко к вертикальному горному давлению. Выделение таких коллекторов в самостоятельный объект разработки существенно расширяет возможности охвата их заводнением при давлениях нагнетания 250— 300 кгс/см2. Эксперименты показали, что на Ромашкинском месторождении в разрезе горизонта ДI имеются коллекторы, для закачки воды в которые требуются еще более высокие давления. На опытном участке в районе скв. 8974 ЦНИПРом НГДУ Иркеннефть был проведен комплекс исследований по эксплуатационным скважинам, включающий снятие дебитограмм, замеры дебитов, пластового и забойного давлений. Эти исследования дали возможность проследить за реакцией ближайших эксплуатационных скважин на закачку воды при высоком давлении нагнетания в скв. 8974. В эксплуатационных фонтанных скв. 3270, Рис. 3. Зависимость приемистости и мощности интервалов пласта, принимающих воду, от давления нагнетания по скважинам Ромашкинского месторождения: 1 — скв. 823; 2 — скв. 9365; 3 — скв. 8974 15 3272 и 9047, отстоящих от нагнетательной скв. 8974 на 500 — 700 м, зафиксировано повышение дебитов при небольшом увеличении забойных давлений (табл. 2) и, что особенно важно, увеличение мощности, дающей приток нефти. В районе нагнетательной скв. 9355 в процессе эксперимента было отмечено изменение дебитов и работающей мощности в эксплуатационных скв. 5, 9332 и 9342. Таблица 2 Показатели работы эксплуатационных скважин Дебит, т/су т Мощность интервала, Забойное давление, кгс/см2 дающего приток нефти, м до к концу эксперимен эксперимента та до к концу эксперимен эксперимента та до к концу эксперимен эксперимента та 3270 145 190—210 6 9 130 136—140 3272 9047 180 60 260 90—100 3 4 9 7,5 117 — 121 — Номер скважины Одним из важных показателей, определяющих технико-экономическую эффективность заводнения, является характер обводнения добываемой продукции. В настоящее время по Ромашкинскому месторождению еще недостаточно данных для категорических выводов о влиянии давления нагнетания на процесс обводнения в широком диапазоне изменения давлений. Однако качественную оценку влияния давления нагнетания в пределах от 50 до 200 кгс/см2 (т. е. от 0,55 до 0,9 вертикального горного) можно сделать по большому фактическому материалу. Первое повышение давления нагнетания на Ромашкинском месторождении от 50 до 100 кгс/см2 соответствовало начальному периоду разработки, когда добывалась практически безводная нефть. К моменту второго повышения давления со 100 до 150—160 кгс/см2 по нескольким площадям процесс обводнения уже начался. При анализе влияния давления нагнетания нами в основу были положены данные о добыче воды и нефти по годам и за весь период разработки по основным площадям Ромашкинского месторождения. Безусловно, в процессе разработки, кроме давления нагнетания, изменились и другие факторы (число скважин, виды дополнительного воздействия и др.), но поскольку эти факторы действовали и до и после изменения давления нагнетания, то фактические данные при использовании укрупненных показателей достаточно объективно отражают роль давления нагнетания в процессе обводнения. На рис. 4 приведен характер зависимости между накопленной добычей нефти ΣQн и накопленной добычей жидкости ΣQж 16 по основным площадям месторождения. На кривой 1 пунктиром выделен участок, соответствующий времени массового перехода на более высокое давление нагнетания. Как видно, после повышения давления нагнетания (со 100 до 150 кгс/см2) ход такой интегральной кривой практически не изменялся, хотя можно отметить очень небольшое замедление процесса обводнения. Более чувствительным является другой показатель— водонефтяной фактор, т. е. отношение количества добытой воды Qв к количеству, добытой нефти Qн. Особенностью режима эксплуатации залежей Татарии является поддержание пластового давления в зоне отбора примерно на постоянном уровне, т. е. повышение давления нагнетания выражалось здесь в изменении дебитов эксплуатационных скважин и соответствующем росте добычи нефти, а не в повышении пластового давления, как на некоторых месторождениях других нефтедобывающих районов. В связи с этим при анализе рассматривалось изменение водонефтяного фактора Qв /Qн не во времени, а в зависимости от текущей нефтеотдачи η. На кривой 2 (см. рис. 4), показывающей характер Рис. 4. Соотношение накопленной добычи изменения водонефтяного фактора по основным площадям, нефти и водонефтяного фактора по основным также выделен участок, соответствующий периоду площадям Ромашкинского месторождения повышения давления нагнетания, причем видно, что повышение давления (с 80—100 до 140—160 кгс/см2) явно замедлило темп обводнения, и вместе с нефтью было добыто меньшее количество воды, чем можно было ожидать при более низком давлении нагнетания. Следует подчеркнуть, что такой эффект получен в том диапазоне давлений нагнетания, для которого в основном установлено расширение уже работающих интервалов и в меньшей степени подключение новых прослоев. Изменение водонефтяного фактора по каждой из площадей имеет свои особенности, но в общем отражает ту же тенденцию,, что и по месторождению в целом (рис. 5). По всем площадям после повышения давления нагнетания в указанном диапазоне рост обводнения замедляется в той или иной степени, а по некоторым площадям (Павловская, Зеленогорская) водонефтяной фактор даже стабилизировался. После ввода в экс17 плуатацию в 1970 г. на некоторых кустовых насосных станциях Зеленогорской, Абдрахмановской, Азнакаевской и Южно-Ромашкинской площадей насосов, дающих на выкиде до 200 кгс/см2, темп обводнения остался прежним или даже несколько замедлился. Рис. 5. Зависимость водонефтяного фактора от нефтеотдачи по некоторым участкам Ромашкинского месторождения: а—северо-запад; б—центр; в—юго-восток; г—северо-восток (каждая кривая на графике соответствует самостоятельной площади, выделенной внутриконтурными разрезающими рядами). Месторождения Пермской области Самое высокое давление нагнетания по отношению к вертикальному горному в настоящее время достигнуто на многих месторождениях Пермской области, на которых залежи нефти 18 Таблица 3 Давления нагнетания воды по месторождениям Пермской области Давление нагнетакгс/см2 Отношение забойного давления к вертикаль ному горному Месторождение Отложения Коллектор Глубина залегания, м Асюльское Яснополянские Песчаники 1400 200—220 0,93—1,0 Красноярское Константиновское Павловское Кыяасовское Троельжанское Осинское То же » » » » Башкирские То же » 1400 1400 » » » Карбона ты 1400 1700 1600 1100 200—220 150—200 150—170 200 200 150—170 0,93—1,0 0,8— 0,93 0,8—0,85 0,84 0,87 0,95—1,02 Ярино- Каменноложское Константиновское »» То же » 1400 1000 150—200 150—200 0,8—0,93 0,96— 1,15 приурочены как к терригенным, так и к карбонатным коллекторам (табл. 3). Анализ разработки этих месторождений позволил выявить ряд характерных особенностей, не отмеченных ранее по другим районам. Ниже для примера приводится краткий анализ разработки по двум месторождениям нефти в карбонатных коллекторах (Осинскому и Ярино-Каменноложскому) и по двум—в терригенных (Красноярскому и Асюльской площади Батырбайского месторождения). Осинское месторождение. Промышленно-нефтеносными на Осинском месторождении являются башкиро-намюро-серпуховские карбонатные отложения, залегающие на глубинах 1100— 1200 м. Башкиро-намюрская залежь состоит из двух объектов разработки: башкирского и намюрского, которые в значительной степени различаются как по типу и коллекторским свойствам слагающих их пород, так и по составу насыщающих их нефтей. Башкирский объект представлен тремя пластами (сверху вниз Бш1, Бш2, Бш3), также различающимися по коллекторским свойствам и степени неоднородности (табл. 4). По данным изучения керна в карбонатном разрезе широко развита микротрещиноватость, причем проницаемость микротрещин ниже проницаемости пор. Нефть башкирских отложений в пластовых условиях характеризуется небольшой газонасыщенностью (25 м/т) и имеет вязкость 12 сП, в намюрских отложениях эти параметры равны соответственно 15 м3/т и 36 сП 19 Таблица 4 Основные параметры продуктивных пластов Осинского месторождения Пласт Относительная Отношение расчлененность, эффективной Проницаемость, 1/м мощности мД к общей Коэффициент воздействия (прослеживаемости эффективной части разреза) для 2σ = 600 м Бш1 117 0,77 0,37 0,75 Бш2 Бш3 Нм 150 — 75 0,61 0,82 —— 0,39 0,38 0,32 0,86 0,67 0,58 Промышленная разработка месторождения началась с 1956 г. Вначале скважины работали фонтанным способом, затем переводились на механизированный способ добычи. Средние дебиты скважин достигали наибольших величин (32 т/сут) в 1967 г., а в дальнейшем из-за снижения пластового давления и разбуривания периферийных частей месторождения уменьшились и в настоящее время составляют около 18,5 т/сут. Заводнение месторождения началось в 1967 г. Площадь заводнения была разделена рядами нагнетательных скважин на блоки. В центральных рядах блоков предусматривался перевод эксплуатационных скважин через одну под нагнетание. Вначале вели закачку в скважины двух южных разрезающих рядов (III и IV) под давлением 100 кгс/см2 (рис. 6), а с 1970 г. под давлением 140—150 кгс/см2 (давление на забоях нагнетательных скважин составляет 0,8 горного). Благодаря заводнению удалось замедлить темп падения дебитов в ближайших от нагнетательных скважин рядах эксплуатационных скважин, однако из-за высокой прерывистости пластов и низкой пьезопроводности (800 см^с) влияние заводнения распространялось очень медленно. Это подтверждается большими перепадами давления между нагнетательными и эксплуатационными скважинами: при расстоянии около 300 м они составляют 100 кгс/см2. Поэтому было принято решение начать нагнетание воды в скважины северных нагнетательных рядов (I и II) под давлением 170—180 кгс/см2 (на забое нагнетательных скважин давление близко к вертикальному горному). Закачка в эти ряды была начата в конце 1969 г Средняя приемистость скважин в I и II рядах составила около 350 м3/сут против 260—320 м3/сут в III и IV рядах. В зоне активного влияния закачки дебиты эксплуатационных скважин возросли до 32—48 т/сут, в то время как в зонах, не охваченных заводнением, они составили 7,5—10,5 т/сут. Однако эффективность заводнения в блоках, где закачка осущест20 влялась под давлением 170—180 кгс/см2, оказалась ниже. Для зон продвижения закачиваемой воды от каждого нагнетательного ряда были определены коэффициенты охвата пласта заводнением по мощности. Рис. 6. Схема разработки Осинского месторождения: I, 2, ..., 27 — ряды эксплуатационных скважин; I. II, ..., V — ряды нагнетательных скважин Расчеты проводились по формуле (1) где hср.н—средняя начальная эффективная нефтенасыщенная мощность пласта в заводненной зоне; hобв. — заводненная мощность пласта, определяемая по формуле (2) где ΣQзак—суммарное количество закачанной воды; ΣQдоб— суммарное количество добытой воды; F—площадь заводненной зоны; т—средняя пористость заводненной зоны; Sн—нефтенасыщенность; ηвыт — коэффициент вытеснения. Коэффициент охвата, вычисленный по этой методике, для рядов I, II, III и IV оказался равным соответственно 0,22; 0,18; 0,29; 0,28. По данным исследований с помощью расходомеров работающая мощность от эффективной по этим рядам составляла соответственно 0,32; 0,43; 0,8 и 0,55. 21 О более низкой эффективности вытеснения в зоне I и II разрезающих рядов свидетельствует и анализ обводнения эксплуатационных скважин в разрезающих рядах [102] и скважин первых эксплуатационных рядов. Нагнетательные скважины в разрезающих рядах осваивались через одну с целью создания сплошного фронта вытеснения. Суммарный объем воды, закачанной в каждую нагнетательную скважину до появления ее в соседних эксплуатационных, размещенных в одном ряду с нагнетательными, составлял в I и II рядах около 30—40 тыс. м3, а в III и IV рядах он был равен 100—140 тыс. м3. С начала заводнения до появления воды в скважинах из каждой промежуточной скважины I и II рядов добыто нефти всего около 2—3 тыс. т против 15—19 тыс. т по III и IV рядам. После появления воды в скважинах III и IV рядов темпы роста обводненности были значительно ниже, чем по скважинам I и II рядов, причем за водный период эксплуатации из последних извлечено значительно меньше нефти. К настоящему времени вода имеется в продукции значительной части эксплуатационных скважин основного и резервного фондов. В результате бурения резервных скважин плотность сетки Номера на кривых соответствуют номерам рядов скважин в центральной части площади стала около эксплуатационных скважин (см. рис. 6) 9 га/скв, в пределах каждого ранее выделенного блока размещено вместо трех рядов эксплуатационных скважин шесть. Расстояние от разрезающих рядов до первых эксплуатационных рядов резервных скважин составляет 450—500 м; основного фонда — 600 м (см. рис. 6). Анализ показывает, что закономерности обводнения, выявленные ранее по нагнетательным скважинам, работавшим как эксплуатационные в разрезающих нагнетательных рядах, сохраняются и для скважин, расположенных в первых эксплуатационных рядах. На рис. 7 приведена зависимость накопленной добычи нефти ΣQн от накопленной добычи жидкости ΣQж совместно для скважин первых эксплуатационных рядов основного и резерРис.7. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости для первых эксплуатационных рядов Осинского месторождения 22 вного фонда. Из рисунка видно, что из рядов эксплуатационных скважин, прилегающих к нагнетательным, в которые закачка ведется под давлением 170—180 кгс/см2, к моменту извлечения одинакового количества нефти добывается большее количество жидкости (воды). Нами проведена также оценка эффективности заводнения следующим способом: суммарная добыча нефти из первых рядов эксплуатационных скважин основного фонда делилась на половину объема закачки в соответствующий нагнетательный ряд, т. е. условно принималось, что объем закачанной в пласт воды распределяется в обе стороны от нагнетательного ряда поровну, и не учитывалось, какая доля закачанной воды пошла на вытеснение нефти из скважин остальных эксплуатационных рядов. Так как данный способ оценки одинаков для всех рядов, то сравнение правомерно. Результаты расчета приведены в табл. 5. Таблица 5 Соотношение количеств добытой нефти и закачанной воды по Осинскому месторождению Нагнетательный РЯД Давление нагнетания, кгс/см2 I 170—180 II III IV V 170—180 100—150 100—150 100—150 Номер ряда эксплуатационных скважин Количество добытой нефти, т на 1008 м3 закачанной воды 1 69 3 7 10 14 17 91 1 94 <ь^ 27 164 211 161 330 дои 300 430 380 360 Таким образом, в эксплуатационных рядах, примыкающих к нагнетательным, в которые закачка ведется под давлением до 150 кгс/см2, на каждые 1000 м3 закачанной воды добывается в 2—2,5 раза больше нефти, чем в рядах, примыкающих к нагнетательным, в которые вода закачивается ,лод давлением 170— 180 кгс/см2, т. е. эффективность вытеснения ниже и в этом случае. По-видимому, с увеличением давления нагнетания возрастает роль трещин в процессе фильтрации за счет увеличения их раскрытости. Это подтверждается и данными закачки индикаторов при различном давлении нагнетания: при 100 кгс/см2 скорость движения индикатора составляет в среднем 0,06 м/ч на 1 кгс/см2 перепада давления между линией нагнетания и зоной отбора, а при 180 кгс/см2 скорость возрастает до 0,11 м/ч на 1 кгс/см2. При повышении давления нагнетания на устье нагнетательных скважин в IV и V разрезающих рядах со 100 до 140— 150 кгс/см2 очень быстро обводнились эксплуатационные скв. 23 357, 388 на восточном крыле структуры и скв. 438, 444, 445 в южной части площади, работавшие до этого от одного до нескольких лет практически без воды с очень низкими дебитами. Все указанные скважины находятся в зонах с ухудшенными коллекторскими свойствами. В то же время по большинству других скважин в этих рядах, расположенных в зонах с лучшими коллекторскими свойствами, при повышении давления нагнетания до 140— 150 кгс/см2 характер вытеснения не изменился. Очевидно, за счет большей сжимаемости пор в более проницаемой части разреза при повышении давления быстрее раскрываются трещины, чем в менее проницаемых участках разреза. В то же время вследствие быстрой фильтрации воды из трещин в поры зона раскрытия трещин в более проницаемой части пласта может быть меньше, чем в плотной части. Именно этим можно объяснить тот факт, что при одном и том же давлении нагнетания прорывы воды от нагнетательных скважин к эксплуатационным наблюдаются чаще в зонах ухудшенных коллекторов. Исследования профилей приемистости при различных давлениях нагнетания показали, что число принимающих воду пропластков увеличивается с ростом давления, нагнетания до 0,8—0,9 вертикального горного давления. Так, по скв. 379 с ростом давления нагнетания с 56 до 106 кгс/см2 (с 0,6 до 0,75 горного давления) произошло увеличение работающей мощности с 6 до 11 м; по скв. 3 увеличение работающей мощности с 4,2 до 8,4 м наблюдалось с ростом давления нагнетания с 50 до 142 кгс/см2 (от 0,58 до 0,88 вертикального горного), а при дальнейшем росте давления нагнетания до 179 кгс/см2 (практически равного вертикальному горному) работающая мощность сократилась (до 4,6 м). Сравнительный анализ обводнения скважин в нагнетательных рядах, в которых закачка осуществляется при давлениях 100— 150 кгс/см2 и 170—180 кгс/см2, а также динамика обводнения от- Рис. 8. Изменение обводненности W и приемистости q скв. 161 и 188 при различных давлениях нагнетания ру в скв. 195 24 дельных скважин при различных давлениях нагнетания (рис. 8,9), данные исследования нагнетательных скважин с помощью РГД^ результаты определения скоростей движения индикатора при различных давлениях нагнетания свидетельствуют о том, что оптимальным при постоянной закачке на данном месторождении является давление нагнетания 150—160 кгс/см2 (0,9 вертикального горного). Однако следует помнить, что при данном давлении продуктивный разрез не охвачен полностью процессом вытеснения и выработка продуктивных пластов происходит неравномерно. Рис. 9. Изменение дебита жидкости и обводненности скв. 227 при различных давлениях нагнетания Анализ профилей приемистости и отдачи показал, что пласт Бш 1 работает в 75% исследованных эксплуатационных скважин, при совместном вскрытии всего разреза доля отдачи пласта составляет 23% от общего дебита, пласт Бш2 работает во всех скважинах и доля отдачи его 56%, пласт Бш3 работает в 53% скважин, доля отдачи равна 18%, пласт Нм работает в 25% скважин и дает 3,4 % дебита. Если учесть, что средний дебит скважин составляет около 18 т/сут, то практически намюрская часть разреза не вовлечена в разработку, а пласт Бш 3 вырабатывается очень слабо. В нагнетательных скважинах пласты Бш1, Бш2 и Нм принимают в несколько большем числе исследованных скважин (в процентном отношении), однако доля приемистости этих пластов близка к доле в эксплуатационных. Практически не вовлечены в разработку периферийные участки месторождения и закачка по залежи распределена крайне неравномерно. Пластовое давление в новых скважинах, вскрывших только намюрскую часть разреза, близко к начальному, что свидетельствует об отсутствии гидродинамической связи башкирской и намюрской частей. 25 К настоящему времени пробурены практически все эксплуатационные и резервные скважины (см. рис. 6). Под закачку освоено около 80% фонда нагнетательных скважин. Средневзвешенное пластовое давление близко к начальному (115 кгс/см2 против 118 кгс/см2). Тем не менее фактический отбор жидкости составляет 57% проектного, а текущая обводненность—25% против 8% по проекту для данной суммарной добычи жидкости. Для вовлечения в разработку намюрской части разреза необходима организация самостоятельной системы заводнения (опытное заводнение в очаговых скважинах только в пласт Нм показал эффективность этого метода). В башкирской части разреза в первую очередь необходимо организовать раздельную закачку в пласт Бш3, чтобы темпы его разработки были не ниже, чем по вышележащему пласту Бш 2. Необходимо испытать возможность применения циклического заводнения при давлении нагнетания до 170—180 кгс/см2 в первую очередь на периферийных участках залежи, так как при давлении нагнетания 140—150 кгс/см2 приемистость скважин низкая. Эти мероприятия позволят повысить текущий уровень отбора по месторождению. Ярино-Каменноложское месторождение (залежь нефти среднего карбона). Нефтяная залежь приурочена к карбонатным коллекторам башкирских и намюрских отложений, залегающих на глубине 1350—1400 м. Башкирский ярус представлен органогенными пористыми известняками общей мощностью в пределах 19—57 м. В этой толще выделяется от 1 до 13 проницаемых прослоев. Средняя проницаемость 90 мД. Намюрский ярус сложен известняками, слабодоломитизированными, кавернозными, пористыми со стилолитовыми швами и трещинами. Общая мощность их колеблется от 22 до 50 м. В продуктивной толще выделяется от 1—3 до 27 проницаемых прослоев. Проницаемость коллекторов колеблется от 1 до 50 мД при среднем значении 20 мД. Начальное пластовое давление равно 137 кгс/см2, давление насыщения—132 кгс/см2. Нефть в пластовых условиях имела вязкость 1,3 сП, плотность—0,76 г/см3, количество растворенного газа при начальном пластовом давлении равно 120 м3/т. Залежь была открыта в 1957 г., но промышленная разработка с поддержанием пластового давления ведется с 1965 г. При разработке на естественном истощении из залежи была отобрана небольшая часть от балансовых запасов нефти. При этом пластовое давление снизилось ниже давления насыщения на 30%, в некоторых скважинах увеличились газовые факторы, а многие скважины прекратили фонтанирование. В соответствии с технологической схемой, составленной институтом Гипровостокнефть, с 1965 г. осуществляется внутриконтурное заводнение. Залежь разрезана пятью поперечными 26 рядами нагнетательные скважин на блоки, в пределах которых расположено пять рядов эксплуатационных скважин (рис. 10). Расстояние между нагнетательными скважинами в ряду и между эксплуатационными рядами и скважинами в ряду 2 : 3 соответственно. Общее число нагнетательных скважин равно 64, из них в 20 закачка воды велась в башкиро-намюрские и яснополянские отложения совместно. В технологической схеме предусматривалось нагнетание воды при давлении 100 кгс/см2 на устье, или 0,65—0,70 от вертикального горного на забое. Величина вертикального горного давления, определенная по средней величине плотности вышележащих пород, равна 364 кгс/см2. Из-за низкой приемистости при 100 кгс/см2 давлении достичь проектных показателей не удалось и давление нагнетания было повышено, но неодновременно по всем рядам. Рис. 10. Схема разработки залежи среднего карбона ЯриноКаменноложокого месторождения: /, II, III, IV и У—ряды нагнетательных скважин; I-С, I-Ю и т. д. — участки к северу и к югу от соответствующего ряда нагнетательных скважин; 1 — нагнетательные скважины; 2 — эксплуатационные скважины; 3 — приемистость, 4 и 5 — дебиты нефти и воды; 6 — контур нефтеносности 27 В табл. 6 показано изменение режима закачки по рядам и во времени. При переходе на более высокое давление в течение года дается два значения давления—до и после изменения режима. При самом низком давлении (примерно 0,7 от вертикального горного) работал I нагнетательный ряд. Наиболее продолжительное время при самом высоком давлении (0,9 от вертикального горного) велась закачка воды во II и III ряды, а IV и V до 1973 г. работали при более низких давлениях, и только в начале этого года давление нагнетания в них было повышено до 0,9—0,95 вертикального горного. Таблица 6 Давление нагнетания и темп разработки залежи среднего карбона Ярино- Каменноложско го месторождения Давление нагнетания на устье скважин, кгс/см 2 1973 1972 1971 1970 1969 1968 1967 1966 1965 Нагнетательный ряд I 100 90 100 93 100 110 100/140 140 140 II III IV V Добыча нефти по отношению к уровню 1965 г. 100 95 100 100 —— 1,0 —— 1.4 150 1,3 125 140 1,8 180 110 125 140 2,4 180 110/180 140 140 2,6 170 190 140 140 2,8 170 180 140 160 3,8 170 180 140/170 200 4,4 Общие показатели разработки залежи приведены на рис. 11. В начале внутриконтурного заводнения при давлении нагнетания 100 кгс/см2 добыча нефти была очень низкой. Затем с 1967 г. она стала непрерывно расти. В период с 1967 по 1970 г. рост добычи нефти определялся двумя факторами: повышением давления нагнетания и увеличением фонда скважин, так как в это время велось интенсивное разбуривание залежи. Начиная же с 1970 г. дальнейший рост добычи нефти обусловлен только повышением давления нагнетания, так как фонд скважин даже несколько уменьшался. За счет повышения давления нагнетания в этот период добыча нефти почти удвоилась. Приемистость нагнетательных скважин повысилась примерно в 2—3 раза. Нужно подчеркнуть, что разработка залежи среднего карбона на Ярино-Каменноложском месторождении велась при среднем пластовом давлении, не выше начального. Более того, в зонах, удаленных от рядов нагнетательных скважин, давление 28 было на 20—30 кгс/см2 ниже начального. Следовательно, эффект от повышения давления нагнетания реализовался только в добыче нефти, без повышения пластового давления. Особый интерес представляет анализ обводнения залежи. Через 1—1,5 года после начала закачки воды в 1 и II ряды при давлении 100 кгс/см2 в эксплуатационных скважинах появилась вода, количество которой в добываемой жидкости возросло в 1967 г. Затем до 1970 г. этот показатель по залежи в целом Рис. 12. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости Обозначения на кривых соответствуют номерам участков в нагнетательных рядах медленно увеличивался. Перевод на высокое давление нагнетания скважин II ряда не отразился на общем характере обводнения. Повышение давления нагнетания в III ряду привело к некоторому увеличению содержания воды в продукции скважин, но затем в течение трех лет оно установилось примерно на постоянном уровне, вплоть до 1973 г., когда были переведены на более высокое давление нагнетания IV и V ряды. Среднее содержание воды за время разработки составило 11,5%, а текущее на конец 1973 г. —20% (см. рис. 11). На рис. 12 дана зависимость накопленной добычи нефти от накопленного отбора жидкости. Наибольшая накопленная добы30 ча нефти получена в районе IIIи IV нагнетательных рядов, где продуктивные отложения имеют лучшую характеристику, и наименьшая — в районе I ряда. Анализ фактических данных показывает, что при более высоких давлениях нагнетания отбор жидкости, соответствующий добыче одного и того же количества нефти, несколько выше. В табл. 7 дано сопоставление отборов жидкости к моменту Таблииа 7 Отбор нефти и жидкости по участкам залежи среднего карбона Ярино-Камеиноложского месторождения Участок Суммарный отбор нефти, тыс. м3 Суммарный отбор жидкости, тыс. м3 Содержание воды в продукции, % Максимальное давление нагнетания на устье, кгс/см2 I-Ю 400 490 18 140 II-С III-Ю IV-С 400 650 650 505 730 707 21 11 7,5 180 180 140 добычи одинакового количества нефти по участкам, сходным по геологическим условиям, но работающим при разных режимах закачки воды (индекс «С» показывает, что участок расположен к северу от соответствующего нагнетательного ряда, индекс «Ю» — к югу от него). Проанализируем изменение характера обводнения во времени по отдельным участкам (на графиках стрелками отмечены моменты изменения режима заводнения). Район I разрезающего ряда (рис. 13,а) На рис. 13, а приведено изменение содержания воды в добываемой жидкости. При повышении давления нагнетания со 100 до 140 кгс/см2 (т. е. от 0,7 до 0,8 вертикального горного) содержание воды резко возросло и затем также резко снизилось. Район II разрезающегоряда (рис. 13,6) В этом районе изменение давления нагнетания со 100 до 180 кгс/см2 на устье (0,7—0,9 вертикального горного на забое нагнетательных скважин) также привело вначале к повышению содержания воды на участке южнее нагнетательного ряда и затем к резкому его снижению. Так же изменялось содержание воды на участке к северу от II ряда, только снижение произошло несколько раньше, а затем обводнение возрастало, но с тенденцией к замедлению темпа. 31 Рис. 13. Содержание воды в добываемой жидкости по участкам: а — район I нагнетательного ряда; б — район II нагнетательного ряда; в — район III нагнетательного ряда; г— район IV нагнетательного ряда. Район III разрезающего ряда (рис. 13, в) Повышение давления со 110 до 180 кгс/см2 не так явно сказалась на характере и темпе обводнения участков: по северному более интенсивное обводнение началось через 1,5 .года после смены режима закачки воды, по южному шло аналогично, сначала содержание воды в продукции возросло, затем снизилось и далее продолжался рост обводнения примерно в прежнем темпе. Район IV разрезающего ряда (рис. 13, г) Первое изменение давления нагнетания со 125 до 140 кгс/см2 привело к повышению содержания воды на северном участке, южный работал с очень небольшим обводнением продукции. Повышение давления де 180 кгс/см2 в 1973 г. привело к росту обводнения на южном участке, а на северном оно изменилось мало. Анализ работы близко расположенных к IV ряду эксплуатационных скважин существенного изменения в характере обводнения не показал: явного прорыва воды, как это было на Осинском месторождении, не наблюдалось. Состояние разработки на конец 1973 г. отражено на рис. 14. Приведенные данные показывают, что в залежи среднего карбона Ярино-Каменноложского месторождения любое повышение давления нагнетания в пределах от 100 до 180 кгс/см2 (0,7—0,9 вертикального горного), как правило, приводило к временному, часто значительному, увеличению содержания воды в продукции эксплуатационных скважин, 32 33 затем к его снижению и в последующем (в интервале I—2 лет) снова наблюдалось увеличение содержания воды примерно с такими же темпами, как до повышения давления. Такой характер обводнения может быть объяснен более быстрой реакцией на изменение давления нагнетания зон с развитой естественной трещиноватостью, по которым вода быстро проникает в эксплуатационные скважины. За счет этого добыча попутной воды при более высоких давлениях оказалась на 4— 5% больше. Затем, вследствие включения в разработку запасов нефти, мало охваченных процессом вытеснения при более низких. давлениях нагнетания, приток нефти в эксплуатационные скважины увеличивается и содержание воды снижается. Дальше процесс вытеснения нефти идет примерно одинаково, несмотря на различные давления нагнетания. Хотя относительный отбор жидкости (к добыче нефти) при более высоком давлении нагнетания несколько выше, в целом залежь нефти среднего карбона при давлении нагнетания в пределах до 0,9 вертикального горного разрабатывается эффективно: Красноярское месторождение (яснополянские отложения). Нефтеносность в яснополянских отложениях связана с пластами Бб2б и Бб2а бобриковского и пластами Тл2б и Тл2а тульского горизонтов, залегающими на глубине 1400—1420 мПласт Бб2б характеризуется значительной изменчивостью литологического состава. В пределах площади отмечается пять участков замещения коллекторов плотными породами. Эффективная мощность изменяется от 1 до 11,6 м. Пласт слаборасчлененный. Сложен мелкозернистыми песчаниками и алевролитами. Пласт Бб2а еще более не выдержан по мощности и литологическому составу, слаборасчлененный, сложен также мелкозернистыми песчаниками и алевролитами. Пористость бобриковских пластов в среднем 18—20%, проницаемость 150 мД. Пласты Бб2б и Бб2а изолированы друг от друга пачкой аргиллитов и глинистых алевролитов. Залежи нефти в этих пластах имеют разные водонефтяные контакты. В тульском горизонте наиболее выдержанным по площади и мощности является пласт Тл 2б. Эффективная мощность его изменяется от 1,2 до 7,4 м. В основном выделяются два пропластка. Пласт Тл2а не выдержан по площади: на восточной и северо-восточной частях ее полностью замещен плотными породами. Эффективная мощность изменяется от 1,2 до 4,8 м. Пласт монолитный. Коллекторы в обоих пластах представлены алевролитами и песчаниками. Пористость коллекторов в среднем 16,8%, проницаемость около 50 мД. Пластовые нефти содержат сравнительно немного растворенного газа (34 м3/т) и имеют вязкость 12,6 сП. Основные запасы нефти содержатся в пластах Тл2б 34 (54%) и Бб2б (23%). Начальное пластовое давление в залежах составляло 145 кгс/см2. По технологической схеме разработки, составленной институтом Гипровостокнефть в 1965 г., Красноярское месторождение предусматривалось разбуривать по эксплуатационной сетке 600х600 м с размещением нагнетательных скважин в законтурной зоне. Давление нагнетания принималось равным 100 кгс/см2. Промышленная разработка залежей началась в 1967 г. Разбуривание залежи велось до 1970 г. При этом выяснилось, что площадь нефтеносности значительно больше, чем предполагалось на момент составления технологической схемы. В результате значительная часть проектных законтурных нагнетательных скважин оказалась в пределах залежи. В конце 1968 г. была освоена приконтурная скв. 128, и в 1969 г. близкорасположенная к ней скв. 132 (обе на восточной части площади). При проектном давлении нагнетания 100 кгс/см2 скважины имели низкую приемистость, поэтому влияние заводнения было недостаточное. Пластовое давление к 1969 г. снизилось до 110 кгс/см2, а среднесуточный дебит скважин уменьшился с 30 до 17 т/сут. По предложению НГДУ Чернушканефть в 1970 г. было Рис. 15. Схема разработки яснополянской начато внутриконтурное заводнение под давлением 200 – залежи Красноярского месторождения: 220 кгс/см2 (на забое нагнетательных скважин давление 1 — эксплуатационные скважины: 2 — близко к вертикальному горному). Уточненная нагнетательные скважины: 3—контур технологическая схема разработки залежи, составленная нефтеносности; 4— зона выклиниаания; 5, 6 — дебиты соответственно нефти и воды: институтом ПермНИПИнефть в 1970 г., предусматривала 7 - приемистость комбинацию внутриконтурного и законтурного заводнений (рис. 15). С повышением давления нагнетания средняя приемистость скважины возросла с 360 до 470 м3/сут, увеличилась также работающая мощность. Так, в скв. 128 по данным замеров РГД в сентябре и ноябре 1968 г. при давлении нагнетания 112 и 104 кгс/см2 пласт Бб2б принимал соответственно по 490 и 400 м3/сут. В январе 1970 г. при давлении нагнетания 220 кгс/см2, кроме пласта Бб2б, воду стал принимать пласт Бб2а; общая при35 емистость скважины возросла до 1100 м3/сут. Снижение давления нагнетания в июле 1970 г. до 174 кгс/см2 вновь привело к отключению пласта Бб2а. По скв. 132, в которой вскрыт перфорацией только пласт Тл2б, в июле 1969 г. при давлении нагнетания 107 кгс/см2 вода поступала в 41% перфорированной мощности. Приемистость составляла 160 м3/сут. В июле 1970 г. при давлении нагнетания 196 кгс/см2 пласт поглощал 400 м3/сут, причем вода поступала в 78% перфорированной мощности. Рис. 16. График разработки Красноярского месторождения: Q3 — суточная закачка воды, м3/сут; Qн — суточная добыча нефти, т/сут; qн – средний дебит скважины, т/сут; pпл— среднее пластовое давление, кгс/см2; п — число эксплуатационных скважин; W — обводненность продукции, % В результате внутриконтурного заводнения под высоким давлением уже в начале 1970 г. заметно увеличилось пластовое давление в скв. 134, 137, 138, 141, 142, 149, 150. Со второй половины 1970 г. наблюдается рост пластового давления по всей залежи (рис. 16). Реорганизация системы заводнения позволила увеличить объемы закачки воды с 400—600 м^сут в 1968—1969 гг. до 3000—3500 м3/сут в 1970 г. и в последующем до 4000 м3/сут, в результате чего пластовое давление в залежи было восстановлено до начального уже в 1971— 1972 гг. Средние дебиты скважин в 1971—1973 гг. составили 26—28 т/сут, а суточный отбор нефти вырос до 900—960 т. Анализ разработки показывает, что закачка воды в законтурные нагнетательные скважины (скв. 35, 315) и под водонеф36 тяной контакт (скв. 128) не повлияла на пластовое давление в залежи. С учетом этих скважин баланс закачки и отбора с начала разработки составляет 210%, в то время как пластовое давление не превышает начального. Однако, если исключить суммарную закачку воды в законтурные скважины, баланс закачки и отбора с начала разработки составит 120%, что больше соответствует величине пластового давления. Особенность разработки яснополянской залежи состояла в том, что, несмотря на высокое давление нагнетания резкого обводнения продукции в период восстановления средневзвешенного пластового давления до начального не происходило. В зоне отбора пластовое давление продолжает оставаться ниже начального. Лишь в отдельных скважинах первых эксплуатационных рядов оно достигает 150—160 кгс/см2, в то время как на линии нагнетания доходит до 260 кгс/см2. Хотя повышение давления нагнетания способствовало увеличению охвата заводнением по мощности, в большинстве скважин вода поступает в пласты Тл2б и Бб2б, а в пласты Тл2а и Бб2а лишь в единичных скважинах. В связи с этим внимание в настоящее время следует уделять регулированию заводнения по мощности. Добыча нефти соответствует проектной, обводненность продукции составляет 12%, и темпы ее роста пока не превышают 3—5% в год. Достигнутая нефтеотдача составляет 33% проектной. Таким образом, на Красноярском месторождении в условиях заводнения под высоким давлением (близким к горному) и поддержания пластового давления в зоне отбора на уровне не выше начального характер разработки обычный и залежь разрабатывается эффективно. Асюльская площадь Батырбайского месторождения. Анализ разработки яснополянской залежи Асюльской площади Батырбайского месторождения представляет особый интерес, так как в процессе ее разработки повышалось не только давление нагнетания, но и пластовое, которое повысилось в 1,5—2 раза по отношению к начальному, и при этом на ряде участков существенно изменялся характер обводнения скважин. Основным объектом разработки на площади являются продуктивные пласты яснополянского надгоризонта, залегающие на глубине 1400 м. Нефтенасыщенными являются пласты Тл1а, Тл1б, Тл1в, Тл2 г и Бб1, из которых основные запасы нефти (75%) содержатся в верхнем пласте Тл1а. Пласт Бб1 нефтенасыщен только в районе скв. 144—4 и 9, где мощность его составляет 6 м. Нефтенасыщенная зона в пласте Тл2 протягивается узкой полосой по линии скв. 28, 144, 136, 4, 101. На большей части площади залежь подстилается водой, и нефтенасыщенная мощность в этой зоне не превышает 1,5 м. Чисто нефтяная зона выделяется в районе скв. 144—141—4 и 131—132 —1 Пласт Тл1в распространен на 70% площади. Неф37 тенасыщенные мощности его изменяются от 1,5 до 4 м. Пласт Тл1б имеет локальное распространение в районе скв. 101—105, 117—1—140, 142 и 146. Максимальная нефтенасыщенная мощность пласта до 4,4 м. Пласт Тл1а имеет почти повсеместное распространение. Средняя нефтенасыщенная мощность пласта около 3,7 м. Продуктивные пласты сложены алевролитами и мелкозернистыми песчаниками пористостью от 13 до 17%, проницаемостью от нескольких десятков до 830 мД. Вязкость нефти в пластовых условиях 4,2—5,5 сП. Промышленная разработка залежи начата в 1966 г., Асюльская площадь разбурена скважинами и двумя поперечными рядами нагнетательных скважин разделена на три блока: северный, центральный и южный (рис. 17). Скважины вступали в эксплуатацию фонтанным способом с дебитами около 20 т/сут. Дебиты скважин быстро снижались, и они переводились на механизированную добычу. При проектном давлении нагнетания (100 кгс/см2) освоить закачку воды в пласты не удалось. После установки на временной кустовой насосной станции двух насосов типа 9МГР давление закачки повысили до 160 кгс/см2, однако приемистость нагнетательных скважин была при этом очень низкой и быстро затухала во времени, так как для заводнения Рис. 17. Схема разработки Асюльской площади: использовалась речная вода из небольшого 1 — эксплуатационные скважины; 2 — нагнета- водохранилища на р. Тулва без предварительной тельные скважины; 3 — изогипсы; 4 — внешний очистки. Так, освоенная под закачку в июле 1967 контур нефтеносности; 5, 6 — дебит со- г. скв. 136 была остановлена в начале 1968 г. ответственно нефти и воды; 7—приемистость Положительное влияние на состояние разработки залежи оказала освоенная в конце 1968 г. очаговая скв. 1, от которой быстро начало распространяться влияние на соседние скв. 122, 131 и 132. В целом же до 1969 г. разработка Асюльской пло38 щади проводилась фактически без заводнения, пластовое давление за это время снизилось со 143 (начальное) до 80— 100 кгс/см2, добыча нефти была ниже проектной при среднем дебите одной действующей скважины 10 т/сут. Все скважины эксплуатировались глубиннонасосным способом. Решение о дальнейшем повышении давления нагнетания было принято на основании результатов опытной закачки воды агрегатами 2АН-500 в нагнетательные скв. 136 и 138. Давление закачки при этом доходило до 400 кгс/см2 на устье и до 540 кгс/см2 на забое (вертикальное горное давление — 360 кгс/см2). Индикаторные кривые, полученные при опытной закачке воды, приведены на рис. 18. Резкое увеличение приемистости исследованных нагнетательных скважин наблюдалось при давлении на устье 200 кгс/см2, что соответствует давлению на забое 340 кгс/см2 (0,95 вертикального горного). Такое увеличение приемистости объясняется раскрытием в призабойной зоне системы трещин с высокой проницаемостью. Промышленная закачка воды в пласт под давлением 200—220 кгс/см2 была начата в 1969 г. после установки на кустовой насосной станции двух насосов типа ЦН-150Рис. 18. Индикаторные кривые. 200. Для заводнения по-прежнему использовалась вода из 1—скв. 137; 2— скв. 138 водохранилища на р. Тулва без какой-либо предварительной очистки. Однако резкого снижения приемистости уже не наблюдалось. При увеличении содержания механических примесей до 300—1000 мг/л (обычно в паводковые периоды и после дождей) закачку воды в пласт временно прекращали. В результате уже в 1970 г. (т. е. через год после начала промышленного заводнения) среднее пластовое давление повысилось с 80—100 до 160 кгс/см2, что на 17 кгс/см2 выше начального пластового давления. Почти все глубиннонасосные скважины были переведены на фонтанный способ эксплуатации, добыча нефти увеличилась втрое и достигла максимального проектного уровня, а средний дебит одной действующей скважины повысился до 27 т/сут (рис. 19). Одновременно стали быстро увеличиваться обводненность добываемой жидкости и 39 давление фонтанирования обводненных скважин. Так, с вводом под нагнетание в декабре 1970 г. скв. 137 в течение месяца полностью обводнилась скв. 142, затем скв. 141. Хотя остановка этих скважин не привела к снижению уровня добычи нефти по площади в целом вследствие увеличения средних дебитов, но резко ухудшились условия выработки запасов нефти района, расположенного к югу от нагнетательных скв. 134—137. За 1969 г. обводненность увеличилась с 1 до 19%. Скважины прекращали фонтанирование при забойном давлении 98—120 кгс/см2. Рис. 19. График разработки Асюльской площади Стрелками указаны моменты начала закачки воды в нагнетательные скважины Минимальное давление фонтанирования при обводненности до 10% по расчетам составляет 110 кгс/см2. Для продления периода фонтанной эксплуатации обводняющихся скважин было принято решение о дальнейшем увеличении пластового давления. С этой целью объем закачки воды в пласты довели до 2200—2500 м3/сут, что составляло 150—170% по отношению к отбору жидкости в пластовых условиях. На линиях нагнетания поддерживалось давление 340—360 кгс/см2 (0,94—1,0 горного давления), в ближайших эксплуатационных скважинах пластовое давление достигало 230—290 кгс/см2 (0,6—0,8 вертикального горного), а в отдельных случаях было даже равно пластовому давлению на линии нагнетания. К 1973 г. пластовое давление в центральном блоке возросло до 194 кгс/см2, в южном блоке (до скв. 146) до 161 кгс/см2. В среднем в зоне отбора оно составило 168 кгс/см2, а в зоне активного влияния закачки достигло 212 кгс/см2—на 50% 40 выше начального пластового (рис. 20). Такое увеличение пластового давления не было самоцелью и в значительной мере было связано с отсутствием высокопроизводительных потружных электронасосов. В результате создаваемая пластовая энергия не реализовалась. В то же время ускорение темпов обводнения скважин привело к тому, что фонд эксплуатационных скважин сократился, и добыча нефти снизилась (см. рис. 19). Несмотря на отключение обводненных скважин, общая обводненность продукции в 1973 г. достигла 25% при относительно небольшой нефтеотдаче. Как показывает анализ, выработка продуктивных пластов происходит крайне неравномерно. Исследования профилей притока и приемистости по скважинам показали, что выработкой охвачен в основном пласт Тл1а и небольшая линза пласта Тл1б в районе нагнетательной скв. 1. На остальной площади пласты Тл1б, Тл2 при совместной разработке с пластом Тл1а воду не принимают и не дают нефть, несмотря на высокое давление нагнетания. Анализ характера обводнения скважин и пластов показал, что преобладающее влияние на темпы обводнения оказывает естественная трещиноватость, проявление которой зависит от величины давления нагнетания и динамики пластового давления. В первые годы разработки, когда пластовое давление еще не превышало начального, и закачка воды в пласт не проводилась, никаких признаков трещиноватости не наблюдалось. Однако сразу же после закачки воды в нагнетательные скв. 1 и 137 под давлением на забое, 20. Карта изобар на 1/I 1973 г.: равным горному, практически мгновенно обводнялись и Рис. / — эксплуатационные скважины; 3 — нагнетательбыли остановлены эксплуатационные скв. 126, ные скважины; 3—изобары; 4—внешний контур нефтеносности 41 141 и 142, удаленные от очагов закачки на 1000, 800 и 600 м соответственно. Одновременно с обводнением пластовое давление в этих скважинах резко увеличилось со 135—140 до 300—350 кгс/см2, и в дальнейшем динамика его в этих скважинах полностью соответствовала динамике забойного давления в нагнетательных скважинах. В качестве примера на рис. 21 показано обводнение скв. 142. Очевидно, что обводнение связано с прорывом воды по трещинам, раскрытость которых резко увеличилась при заводнении под высоким давлением. Рис. 21. График эксплуатации скв. 142 Особенно показательно обводнение скв. 144 (расстояние до нагнетательного ряда около 1,2 км), которая обводнилась через два года после начала закачки воды в скв. 137. Прорыв воды к этой скважине сопровождался резким увеличением пластового давления в ней (рис. 22). Такое скачкообразное изменение пластового давления может быть объяснено приближением к этой скважине зоны раскрытия трещин. Анализ эксплуатации большой группы скважин, расположенных в непосредственной близости от очагов закачки, показал исключительно быструю и четкую связь между объемом нагнетания воды в залежь, пластовым давлением в зоне отбора и обводненностью добываемой жидкости. Амплитуда изменения пластового давления в эксплуатационных скважинах достигла 42 90—100 кгс/см2, а обводненность колебалась при этом от 1 до 60—90%. Типичным примером в этом отношении являются скв. 122, 127, 128 (рис. 23, 24). Изменение обводненности продукции при изменении пластового давления отмечалось в ряде скважин (скв. 116, 119 и др.) при пластовом давлении ниже начального, однако особенно резкое изменение обводненности происходило при повышении пластового давления до 290—300 кгс/см2, что Рис. 22. График эксплуатации скв. 144 вдвое выше начального и составляет 0,8 от вертикального горного. После снижения пластового давления до 200—230 кгс/см2 обводненность добываемой жидкости резко снижалась. При давлении закачки 220 кгс/см2 по мере повышения пластового давления на линиях нагнетания и, как следствие, уменьшения репрессии на пласт для части нагнетательных скважин происходило не снижение, а увеличение приемистости. Например, в нагнетательной скв. 116 приемистость увеличилась с 300 до 500 м3/сут, после того как пластовое давление возросло со 160 до 320 кгс/см2, а в скв. 135 увеличение приемистости с 500 до 700 м3/сут наблюдалось после изменения пластового давления со 195 до 235 кгс/см2. Это дает основание считать, что проявление трещиноватости усиливается по мере увеличения пластового давления и что трещиноватость пластов, проявившаяся при заводнении, обуслов43 лена в первую очередь постепенным раскрытием естественных трещин, которые в обычных условиях были сомкнуты или имели настолько небольшую раскрытость, что не оказывали существенного влияния на фильтрационные свойства пластов. Рис, 24. Обводненность скв. 122 при различных пластовых давлениях и объемах закачки воды в скв.1. В то же время на участках залежи, где естественная трещиноватость пластов не проявлялась при пластовом давлении 230 кгс/см2 (примерно 2/3 площади), вытеснение нефти водой происходило так же, как в гранулярных коллекторах. В скважинах пластовое давление возрастало постепенно, и обводнялись 44 они медленно. Очевидно, что раскрытие трещин на этих участках возможно при более высоких значениях пластового давления. Расчеты показали, что по группе скважин, к которым вода прорвалась по трещинам (скв. 141, 142, 127, 128, 108 и др.), добыто от 14 до 46 тыс. т нефти, в среднем 35 тыс. т на скважину. Очевидно, что при этом большая часть запасов нефти в районе таких скважин остается не выработанной. По скважинам, где характер вытеснения обычный, добыто от 11 до 124 тыс. т, в среднем около 52 тыс. т нефти, причем значительная часть скважин этой группы работает еще с небольшой обводненностью продукции или без воды. На основании проведенного анализа работы выделенных групп эксплуатационных скважин можно сделать заключение, что в тех случаях, когда между нагнетательными и эксплуатационными скважинами выявляется прямая связь по трещинам, следует закачивать воду при низких давлениях или вообще прекратить закачку (например, в скв. 137), если же устанавливается зависимость обводненности продукции от пластового давления и объемов закачиваемой воды, заводнение необходимо вести таким образом, чтобы пластовое давление в залежи не превысило 290—300 кгс/см2 (0,8 вертикального горного давления). Этого можно достигнуть путем внедрения высокопроизводительных насосов или уплотнением сетки эксплуатационных скважин. Заводнение на различных участках залежи следует проводить при дифференцированных давлениях нагнетания, в зависимости от степени проявления трещиноватости пласта. Весьма перспективен на рассматриваемом месторождении циклический метод заводнения с попеременной остановкой нагнетательных скважин. § 2. ЗАРУБЕЖНЫЙ ОПЫТ Несмотря на большой срок промышленного применения заводнения как метода воздействия на пласт, данных об исследованиях процесса при различных давлениях нагнетания и влиянии давления нагнетания на показатели заводнения в зарубежной литературе мало. Большой объем исследований нагнетательных скважин проводился в США на Бредфордском месторождении (штат Пенсильвания) в 40-х годах. Первые опубликованные данные относятся к 1935 г., когда начало внедряться в широких масштабах площадное заводнение. Продуктивные отложения большого месторождения Бредфорд имеют неглубокое залегание (300— 500 м) и представлены терригенными породами, характеризующимися частым переслаиванием песчаников, глин и сланцев. Песчаники имеют линзовидное распространение и часто выкликиваются. Наилучшую характеристику имеет третий бредфордский песчаник. Но и он сильно неоднороден. Мощность песчаников, которая равна в среднем 20 м, составляет от 30 до 90% 45 общей мощности продуктивной толщи, пористость—от 14 до 16%, проницаемость—от 5 до 10 мД. Однако имеются участки, где проницаемость песчаника ниже 2 мД, а на ряде участков встречаются прослои с относительно высокой проницаемостью (120—350 мД), наличие которых сильно осложняет заводнение. Закачка воды на этом месторождении велась при различных давлениях нагнетания. Малая глубина залегания коллектора позволила существующими в то время техническими средствами создавать на забоях нагнетательных скважин очень высокое (по отношению к вертикальному горному) давление. Применение высоких давлений было вызвано стремлением увеличить объем закачки воды и соответственно добычи нефти. Практика показала, что приемистость нагнетательных скважин после превышения некоторого давления нагнетания очень резко возрастала. Это явление было объяснено образованием и раскрытием трещин. Образование или раскрытие трещин при превышении определенного давления подтверждалось изломом кривой зависимости приемистости от давления. Детальный анализ результатов проведенных на Бредфордском месторождении промысловых исследований показал [109, 110, 111], что при определенном давлении нагнетания воды, названном критическим, в коллекторах, представляющих частое переслаивание песчаников, глин и сланцев, возможно образование трещин, простирающихся от нагнетательной до эксплуатационной скважины при условии, что расстояние между ними составляет 50—90 м. Удельное критическое давление, при котором наблюдается образование трещин, колебалось от 0,13 до 0,35 кгс/см2 на I м глубины (т. е. 0,55—1,47 от вертикального горного) при среднем значении 0,24 кгс/см2 на 1 м, что соответствует среднему значению плотности горных пород, обычно принимаемому при расчетах вертикального горного давления. Типичные кривые зависимости приемистости от давления на этом месторождении показаны на рис. 25, а, б, в. Представительность данных исследования нагнетательных скважин подтверждалась результатами повторных исследований, дававших совпадение кривых Q(py) на различные даты. По некоторым скважинам было отмечено явление гистерезиса: при повышении и понижении давления нагнетания в интервале, близком к критическому, кривые Q(py) не совпадали, при более низких давлениях эти кривые идентичны (рис. 25, в). Отмечено влияние темпа изменения давления на приемистость. При резком изменении давления нагнетания излом кривой Q(py) происходил при более низких давлениях, чем при плавном росте давления. Превышение критических давлений часто сопровождалось ростом обводнения в эксплуатационных скважинах. 46 В условиях Бредфордского месторождения снижение давления до значений ниже критического, как правило, позволяло восстановить прежние условия работы скважин. Однако имелись случаи, когда и после снижения давления скважины продолжали давать обводненную нефть. Наряду с этим, на Бредфордском месторождении на некоторых обводненных участках при повышении давления нагнетания наблюдалось снижение содержания воды в продукции скважин. В частности, более поздние исследования показали, что повышение давления нагнетания на ряде обводненных участков этого месторождения привело к росту добычи нефти при одновременном снижении водонефтяного фактора в эксплуатационных скважинах. На рис. 26, а, б показано изменение водонефтяного фактора в зависимости от давления нагнетания для двух участков [112]. Имеются данные [113] и об изменении добычи нефти и нефтеотдачи с ростом давления нагнетания при заводнении песчаных коллекторов. Анализ разработки одного участка при разных режимах закачки воды показал, что с ростом давления нагнетания добыча нефти увеличилась, а кривая накопленной добычи во времени выполаживалась. Это свидетельствовало о том, что при повышении давления нагнетания будет получена и более высокая конечная нефтеотдача за счет вовлечения в разработку запасов нефти, не участвующих в ней при более низких давлениях нагнетания. Если бы давление сказывалось только на темпе отбора нефти, то с ростом давления нагнетания добыча нефти увеличивалась бы, рис. 25. Зависимость приемистости от давления нагнетания по некоторым скважинам месторождения Бредфорд 47 но увеличивался бы и наклон кривой, так как одни и те же запасы нефти извлекались бы в более короткие сроки. Возможность вовлечения в разработку дополнительных запасов нефти путем повышения давления нагнетания подтверждают такие факты, как различное давление начала приемистости скважин с различной характеристикой коллектора. При этом в плотных малопроницаемых коллекторах давление начала приемистости было выше, чем в более проницаемых. Поэтому наиболее вероятно, что нефтеотдача увеличивается за счет дополнительного охвата малопроницаемых коллекторов. Нелинейный характер зависимости приемистости от давления нагнетания может быть связан не только с образованием и раскрытием трещин, но и с изменением свойств порового коллектора под действием давления жидкости. Наглядное представление об этом дают интересные наблюдения, проведенные на промысле Вилмингтон в США [114]. Продуктивный пласт, залегающий на глубине 1200 м, представлен рыхлыми несцементированными аркозовыми песками, содержащими сланцевый и илистый материалы. В процессе разработки залежи на режиме естественного истощения снизилось пластовое давление, и за счет уплотнения коллектора произошла большая осадка поверхности земли (до 7 м). Для предотвращения дальнейшей осадки было осуществлено заводнение в больших масштабах, позволившее восстановить пластовое давление. В процессе заводнения давление нагнетания превышало вертикальное горное, о чем свидетельствуют факты сначала замедления темпа осадки земной поверхности, а затем и некоторого Рис. 26. Изменение водонефтяного фактора (Qв/Qн) ее подъема. во времени при разных давлениях нагнетания В процессе заводнения велись тщательные исследования, которые показали следующее. 1. Зависимость приемистости от давления нагнетания имеет явно нелинейный характер (рис. 27). Изучение профилей приемистости и проверочные расчеты показали, что в рыхлом несцементированном песке трещины не образовывались. Следовательно, интенсивное увеличение приемистости связано с изме48 нением коллекторских свойств (пористости и проницаемости) в результате переупаковки частиц песка под действием давления нагнетаемой в пласт воды. 2. В несцементированном коллекторе мощность, принимающая воду, не зависела от режима заводнения: как при низких, так невысоких давлениях нагнетания вода поступала в пласт по всей вскрытой мощности коллектора. 3. По данным исследования с помощью расходомеров и наблюдений за специальными реперами, установленными на трубах, изменение коллекторских свойств происходило по всему продуктивному интервалу примерно одинаково. Закачка воды при высоких давлениях нагнетания, явно превышающих вертикальное горное, проводится в Канаде на участке месторождения Хаус-Маунтин. На месторождении, открытом в 1958 г., разрабатываются верхнедевонские отложения при плотности сетки 32 га/скв. Максимальное давление на выкиде насосов 392 кгс/см2. Пока это самое высокое давление нагнетания воды. Для закачки воды в количестве до 4 тыс. м3/сут. предусмотрено 36 нагнетательных скважин. Система заводнения—9-точечная площадная. Средняя приемистость нагнетательных скважин 100 м3/сут, давление на устье их 210—350 кгс/см2. При глубине залегания коллектора 1400 м на забоях нагнетательных скважин давление явно превышало Рис. 27. Приемистость при различных вертикальное горное, равное 350 кгс/см2. На забоях же давлениях нагнетания для двух скважин нагнетательных скважин поддерживалось давление в пределах месторождения Вилмингтон 350—490 кгс/см2. Такое высокое Давление нагнетания экономически целесообразно, так как оно обеспечивает необходимую добычу нефти при меньшем числе скважин. Обобщение результатов промысловых исследований и данных разработки при различных давлениях нагнетания дает возможность сделать следующие выводы. 1. При совместной разработке коллекторов различной характеристики в нагнетательных скважинах не все вскрытые продуктивные интервалы принимают воду. Как правило, вода в первую очередь поступает в наиболее проницаемые коллекторы. 2. На большинстйе месторождений Советского Союза отмечена явная связь между давлением нагнетания и мощностью, принимающей воду. 49 3. Существует минимальное давление нагнетания, ниже которого вода в продуктивный пласт не поступает. В высокопроницаемых коллекторах это давление близко к гидростатическому. В плотных малопроницаемых коллекторах минимальное давление может выходить за пределы вертикального горного давления. 4 . С увеличением давления нагнетания от гидростатического до давления, близкого к вертикальному горному, наблюдается увеличение мощности, принимающей воду в нагнетательных скважинах, или же мощность, достигнув максимума, остается постоянной. 5. Прирост мощности происходит: а) за счет расширения интервалов, принимавших воду при более низких давлениях; б) за счет подключения новых продуктивных интервалов, ранее воду не принимавших. 6. На Ромашкинском месторождении в процессе экспериментов, по закачке воды при высоких давлениях в ближайших эксплуатационных скважинах наряду с ростом дебитов установлено увеличение мощности, дающей приток нефти, за счет расширения работающих интервалов и подключения новых продуктивных интервалов. 7. При закачке воды при различных давлениях нагнетания зависимость приемистости от давления имеет нелинейный характер—темп прироста приемистости больше, чем темп увеличения давления. 8. Повышение давления нагнетания позволяет не только ускорить темп разработки месторождения, но и вовлечь в разработку дополнительно запасы нефти, содержащиеся в низкопродуктивных коллекторах, т. е. увеличить нефтеотдачу. Ввод в разработку дополнительных запасов нефти приводит к снижению обводненности продукции (например, на ряде площадей Ромашкинского месторождения). 9. Опыт разработки месторождений Пермской области показывает, что существует рациональный предел повышения давления нагнетания (близкий к вертикальному горному), который в значительной степени зависит от геологических особенностей продуктивных пластов и в первую очередь от их естественной трещиноватости. Превышение этого предела приводит к резкому усилению проявления трещиноватости, особенно если это повышение сопровождается ростом пластового давления в зоне отбора. При этом в ряде случаев происходит уменьшение мощности, принимающей воду в нагнетательных скважинах, и более интенсивное обводнение эксплуатационных скважин за счет преимущественного движения воды по трещинам. 10. В процессе заводнения большое значение имеет не только величина давления нагнетания, но и величина пластового давления в зоне отбора. Как правило, повышение давления нагнетания реализуется в увеличении добычи нефти. Если при повы50 шении давления нагнетания не обеспечивается более высокий отбор жидкости, то возрастает пластовое давление не только в зоне нагнетания, но и в зоне отбора. Пластовое давление в зоне отбора, превышающее критическое, может сильно осложнить разработку из-за раскрытия естественных, и даже образования новых трещин большой протяженности и проводимости, что сопровождается преждевременным прорывом воды в эксплуатационные скважины. (Примером является разработка Асюльской площади Батырбайского месторождения). 51 ГЛАВА II ОСНОВНЫЕ ФИЗИЧЕСКИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИ ВЫСОКИХ ДАВЛЕНИЯХ НАГНЕТАНИЯ Причины отсутствия притока и приемистости коллекторов при заводнении многопластовых месторождений, безусловно, сложны и разнообразны. Это может быть закупорка пор глинистыми частицами и другими примесями в процессе бурения и фильтрации нагнетаемой воды, сжатие пород под действием горного давления на стенках скважины, выпадение парафина и асфальто-смолистых веществ в сцементированных коллекторах при фильтрации нефти, структурно-механические свойства нефти и др. Большая группа специалистов считает, что основной причиной, вызывающей неполный охват заводнением, является неньютоновская характеристика нефти. Теоретические и экспериментальные исследования показывают, что предельный градиент давления сдвига для одной и той же нефти больше в малопроницаемых коллекторах по сравнению с высокопроницаемыми и поэтому для обеспечения фильтрации в менее проницаемых коллекторах нужно создавать более высокие градиенты давления. Такое представление о процессе позволяет объяснить отсутствие притока нефти в разрезе эксплуатационных скважин, но оно недостаточно для объяснения неполного охвата заводнением мощности в нагнетательных скважинах, особенно размещенных в законтурной зоне. По данным ряда исследователей техническая вода, используемая для заводнения, не может длительно фильтроваться через стенки нагнетательных скважин, так как образовавшаяся пленка из механических примесей быстро разобщает ствол скважины и пласт [1, 3, 77, 93]. Исходя из такой концепции, подключение и отключение мощностей, принимающих воду в нагнетательных скважинах, не может быть объяснено только преодолением градиента сдвига для нефти, поскольку в процессе эксплуатации нагнетательных скважин со временем связь ствола скважины с пластом может нарушаться. Наблюдающаяся на практике достаточно большая и длительная приемистость нагнетательных скважин при закачке воды, содержащей механические примеси, возможна лишь при наличии большой поверхности фильтрации, которой обладают только трещины. Поэтому изменение мощности, принимающей воду в нагнетательных скважинах, при изменении давления 52 в первую очередь связывается нами с раскрытием и закрытием трещин при повышении и понижении давления нагнетания. Из практики добычи нефти известно, что для начала раскрытия трещин в пласте, сложенном сцементированными породами, "необходимо, чтобы давление жидкости в призабойной зоне превысило некоторое максимальное значение. А так как коллекторы нефти, как и другие горные породы, обладают различными минералогическим составом и механическими свойствами, то и прочностные характеристики пород так же изменчивы, как и их коллекторские свойства. Следовательно, давление, при котором начинают раскрываться или образовываться трещины в процессе заводнения, будет в каждом отдельном пропластке различным. Сначала раскрываются трещины в пропластках, сложенных породами с низкими прочностными характеристиками, затем, при дальнейшем повышении давления открываются трещины в более плотных коллекторах. При этом обеспечивается доступ воды в пласты, не участвующие в разработке при более низких давлениях, и мощность, принимающая воду, увеличивается. Процесс этот, как правило, обратимый—при снижении давления до величины меньше критического пласты и прослои снова отключаются, и интервал мощности, принимающий воду, уменьшается. Открытие естественной системы трещин или образование новой при повышении давления нагнетания способствует устранению или уменьшению влияния факторов, препятствующих проникновению воды в пласты, таких как загрязнение призабойной зоны, перенапряжение коллекторов при вскрытии пласта, наличие градиента сдвига в случае фильтрации неньютоновской жидкости. Следовательно, только после того, как будут созданы новые или раскрыты естественные трещины, обеспечивающие условия проникновения воды в пласт, можно говорить о влиянии на процесс фильтрации других факторов, зависящих от давления. К ним в первую очередь относятся: а) изменение проницаемости пород с изменением давления; б) преодоление предельного градиента давления сдвига для неньютоновских нефтей; в) возникновение инерционных сопротивлений при поступлении воды из ствола скважины в пласт при большом увеличении приемистости. Ниже изложены физические предпосылки, определяющие роль каждого из перечисленных факторов в процессе заводнения на данной стадии их изученности. § 1. НЕКОТОРЫЕ СВЕДЕНИЯ О ТРЕЩИНОВАТОСТИ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ В основном только наличием большой поверхности фильтрации можно объяснить длительное поступление в пласт через нагнетательные скважины тех объемов воды, которые факти53 чески закачиваются в процессе заводнения. Такой поверхностью обладают только трещины. Например, вертикальная трещина длиной 100 м, секущая пласт мощностью 10 м, имеет поверхность стенок 2000 м2. Симметричная по отношению к скважине круговая трещина радиусом 100 м имеет площадь поверхности 60000 м2. (Для сравнения, поверхность стенок скважины диаметром 200 мм при той же мощности пласта равна около 6 м2). Наличие естественных трещин в нефтегазосодержащих породах подтверждается визуальными наблюдениями в выходах и шахтах, фототелеметрированием забоев скважин, исследованиями с помощью индикаторов, данными по гидроразрыву пласта. О возможности раскрытия естественных трещин и образования новых при воздействии на пласт давления жидкости свидетельствует многолетняя промысловая практика. Проблеме трещиноватости горных пород, представленных как карбонатными, так и терригенными отложениями, посвящены работы К. Б. Аширова, Л. П. Гмид, В. Н. Калачевой, Л. Д. Кноринг, А. С. Новиковой, Е. М. Смехова и многих других исследователей. В данном разделе рассмотрены лишь те аспекты трещиноватости горных пород, которые могут быть использованы при объяснении особенностей разработки месторождений при повышенном давлении нагнетания воды в пласт. В настоящее время считается, что все горные породы характеризуются той или иной степенью трещиноватости. Наиболее детально трещиноватость изучена в обнажениях горных пород на поверхности, в карьерах и шахтах. По данным [7, 44, 67, 75] в платформенных условиях в основном развиты трещины, перпендикулярные и наклонные по отношению к слоистости пород. Горизонтальные трещины имеют подчиненное значение. Нетектонические (литогенетические) трещины не имеют определенной ориентировки, характеризуются малой протяженностью и обычно заполнены вторичными материалами. Тектонические трещины имеют значительную протяженность и объединяются в одну или несколько определенным образом ориентированных систем. В каждой системе трещины имеют два основных направления, пересекающиеся обычно под углом 70—90°. Трещинам относительно большой раскрытости сопутствуют более мелкие трещины и системы микротрещин (к микротрещинам условно относят трещины с раскрытостью менее 0,1 мм). Так, в работе [75] обобщаются данные о трещиноватости пород, выявленной в обнажениях Подмосковья, Поволжья, Прибалтики, Севера Европейской части СССР. Автором показано» что карбонатные породы равномерно рассечены трещинами, перпендикулярными слоистости. Трещины располагаются параллельными рядами, пересекающимися друг с другом под углом, 54 близким к прямому. Песчаники разбиты трещинами перпендикулярными или наклонными (последние встречаются чаще). Следует отметить, что в карбонатных породах трещины являются одним из элементов совокупности вторичных пустот: каверн, стилолитов, вторичных пор. Интересные данные о трещиноватости песчаников III пласта Ярегского месторождения приведены в работе [95]. Трещины в основном локализуются в пределах однородного по прочности слоя, разбивая его на крупные блоки. Для тектонических трещин выявлено два преимущественных направления под углом около 85° друг к другу. Раскрытость серии выявленных трещин, параллельных одной из основных линий разломов, изменяется от 20 до 2—3 мм. Между этими трещинами выделяется целая серия параллельных микротрещин. Часть трещин заполнена глинистым материалом. В пласте отмечены и отдельные межслойные тектонические трещины между аргиллитом и песчаником в зоне пересечения крупных тектонических вертикальных трещин. Аналогичная закономерность установлена и по многим районам США. Например, по данным [104], выявлены трещины, ориентированные параллельно региональному разлому, и другой ряд—параллельных нормально секущим трещинам. Трещины, секущие слои различного вещественного состава, называются трещинами первого порядка, а ограниченные слоями одного литологического состава — второго порядка [67]. Первые встречаются значительно реже вторых и вероятность вскрытия их скважинами низкая. Густота трещин второго порядка в породах различного литологического состава определяется их прочностными характеристиками. В общем случае выявлена приведенная ниже последовательность возрастания прочности пород или убывания густоты трещин: аргиллит, мергель, алевролит, доломит, известняк, песчаник, конгломерат [67]. Для пород одного литологического состава прочностные характеристики определяются различными факторами, например типом и содержанием цемента, пористостью, структурой порового пространства и т. д. Чем больше открытая пористость, тем ниже прочностные характеристики пород. Сжимаемость пород, с которой, несомненно, связана раскрытость трещин, также весьма значительно зависит от пористости. Так, по данным Б. И. Тульбовича сжимаемость известняков башкирского возраста Осинского месторождения с пористостью 20% вдвое выше, чем с пористостью 5—8%. Поэтому при изменении пластового давления в трещине процессы изменения ее раскрытости в пористой и плотной частях разреза могут протекать различно. Выявление трещиноватости на больших глубинах связано с определенными трудностями. При наличии трещин в песчанике керн, как правило, разрушается. Из карбонатных пород вынос керна значительно больше, однако, образцы с макротрещинами 55 выносятся реже, чем с микротрещинами. Поэтому микротрещиноватость изучена более полно. Тем не менее, имеются довольно интересные данные о трещиноватости пласта и по керну. Так, по данным [84], в девонских терригенных отложениях Ромашкинского и Елховского месторождений трещинки протяженностью до 10 см приурочены к сильно сцементированным, окварцованным и глинистым алевролитам. В глинистых алевролитах пашийского горизонта наблюдаются вертикальные извилистые трещины раскрытостью 0,05—0,12 мм. Трещинки неравномерно заполнены битумом. В крепкосцементированных алевролитах отмечена серия параллельных вертикальных трещинок протяженностью около 5 см. Расстояние между ними 0,5—3 см, раскрытость 0,02—0,05 мм. Автором выявлены также трещины протяженностью до 1 м, секущие различные литологические типы пород в кыновских, пашийских и воробьевских отложениях. Трещины разновозрастны, ранние частично или полностью залечены кальцитом, поздние—открыты, раскрытость до 2—3 мм. Поздние трещины вертикальные или под углом 30—45° к слоистости. Автор этой работы считает, что если, несмотря на неблагоприятные условия, керн с открытыми трещинами все-таки выносится, то это свидетельствует о значительной трещиноватости пород. Изучение трещиноватости показало, что в большинстве районов раскрытость трещин на глубине очень низка. Так, по данным ВНИГРИ 85% трещин имеет раскрытость в пределах 10— 30 мкм. В частности, аналогичная величина выявлена С. Д. Сумароковым и М. А. Эсмонтович в башкирских отложениях Осинского месторождения. Густота микротрещин на этом месторождении даже в пределах одновозрастных отложений существенно меняется в зависимости от структурно-генетического типа пород. Например, в биоморфных известняках, которые преобладают в разрезе, она составляет 5—30, в хемогенных 13—194, в сгустковых 16—290 1/м. Проницаемость микротрещин, определенная по шлифам, в основном равна нескольким милли-дарси, изредка составляет 30—70 мД, т. е. значительно ниже средней проницаемости пористой части коллектора—150 мД. На Батырбайском месторождении в турнейских известняках С. Д. Сумароковым и М. А. Эсмонтович по керну отмечены трещины раскрытостью до 2—3 мм, направленные под разными углами по отношению к слоистости. Микротрещиноватость по шлифам отмечена в турнейских и башкирских отложениях. В пласте А4 башкирского яруса Покровского месторождения Куйбышевской области по керну отмечены в основном вертикальные трещины раскрытостью от долей миллиметра по 2—3 мм [85]. На Бобровском месторождении Оренбургской области трещиноватость развита по всему разрезу карбонатных отложений башкирского возраста [47]. В большинстве трещины вертикальные или наклонные с раскрытостью 56 от 0,05 до 0,3 мм. Влияние трещин на общую проницаемость пласта несущественно: по керну и по коэффициентам продуктивности проницаемость составляет соответственно 108 и 140 мД. Следует отметить, что раскрытость трещин, определенная по керну, больше действительной их раскрытости на глубине: вследствие сжатия под действием горного давления она несколько ниже. Данные о трещиноватости пласта по керну имеются и по другим месторождениям. Как указывалось выше, трещины большой раскрытости на глубине встречаются сравнительно редко, так как под воздействием горного давления породы находятся в сжатом состоянии. Шероховатость поверхности препятствует полному смыканию стенок трещин. Этому в значительной мере помогает и противодействие пластового давления. Роль пластового давления в раскрытии трещин к настоящему времени изучена недостаточно. Как правило, в залежах, приуроченных к трещиноватым коллекторам, например Северного Кавказа, пластовое давление значительно превышает гидростатическое, а в Волго-Уральской области, где преобладают пористые коллекторы, они близки1. Как видно из табл. 8, отношение плаТаблица 8 Соотношение пластового и горного давления на некоторых месторождениях Месторождение Продуктивный горизонт Давление, кгс/см2 начальное пластовое вертикальное горное Отношение пластового давления к горному Ярино- Каменноложское Бш 137 364 0,38 Осинское Асюльское Константиновское Таныпское Кулешовское Мухановское Яблоневское Жирновское Коробковское Бш Тл Бш Тл + Бб Бш Кг Кг Б1 1 Бб 118 146 116 110 148 188 43 43 56 106 178 286 364 ^00 260 378 з7о 450 105 145 225 1^и 386 0,45 0,4 0,42 0,39 0,42 0,41 0,39 0,43 и , о*? 0,46 Карабулак-Ачалукское Заманкульское Малгобек-Вознесенское Хаян-Корт восточное поле западное поле Салымское Cr2 Cr2 Cr2 311 336ио0 336 474 531 0^^. 522 720 0,59 0,64 0,66 Cr2 Cr2 J 544 551 430 892 885 710 0,61 0,62 0,61 Сведения о пластовом и горном давлении по месторождениям Северного Кавказа взяты из [94], по Салымскому месторождению — из [64]. 1 57 стового давления к вертикальному горному по месторождениям Северного Кавказа и Сибири колеблется от 0,59 до 0,64, в то время как по месторождениям Волго-Уральской области оно составляет 0,38—0,45. Это говорит о том, что степень разгрузки от горного давления в первом случае значительно выше. Однако и для месторождений Северного Кавказа, исходя из анализа продвижения ВНК и перепадов давления в пласте, в работе [61] делается вывод, что для разгрузки давления вышележащих пород в местах сужения трещин должно быть множество контактов породы, играющих роль штуцеров при движении жидкости, и что средняя раскрытость пор и трещин соизмеримы, а проницаемость этих коллекторов в общем случае такая же, как и у поровых. В отличие от микротрещин трещины большей раскрытости и протяженности на глубинах залегания продуктивных горизонтов изучены менее полно. Считается, что закономерность развития тектонической трещиноватости, выявленная на поверхности, в значительной мере выдерживается и на глубине. Ценные материалы о густоте и раскрытости трещин дает фотокаротаж в скважинах [76, 50]. Основная информация о трещиноватости пород на глубине извлекается из косвенных данных. В частности, трассирование скважин, в которых при бурении наблюдается поглощение бурового раствора (отмечается как в карбонатных, так и в терригенных коллекторах), а также высокодебитных скважин позволяет выявить направление трещин на структуре. Таким способом получены, например, линии распространения трещин на КалиновскоНовостепановском месторождении [85]. Важную информацию о трещиноватости пластов могут дать результаты освоения и динамика приемистости нагнетательных скважин. При внедрении законтурного заводнения на Туймазинском месторождении в 1949—1950 гг. был сделан вывод о наличии трещин, соединяющих ствол скважины с пластом в тех скважинах, которые принимают воду в достаточно больших количествах. Об этом писали И. Г. Пермяков, Ф. С. Абдулин, Ф. И. Котяхов , Г. К. Максимович, Б. Г. Логинов, Ц. Э. Апельцин, Г. Ф. Требин, В. А. Блажевич и др. Предположение о наличии трещин основывалось на данных о процессах освоения и эксплуатации нагнетательных скважин. Так, при освоении многие скважины начинали принимать воду только после проведения на них гидроразрыва пласта. В статье [1] указывается, что успех освоения нагнетательных скважин на Туймазинском месторождении определялся степенью трещиноватости коллектора. Считалось, что в скважинах, которые осваивались сравнительно легко и имели длительное время стабильную приемистость, имелась развитая система трещин. Скважины же, в призабойной зоне которых трещины 58 отсутствовали или были слабо развиты, не осваивались, а если осваивались, то имели быстро затухающую приемистость. Наличием или отсутствием естественной трещиноватости объясняются также различные давления разрыва пласта. Еще более убедительными являются данные о длительной работе нагнетательных скважин. Процесс заводнения осуществляется на многих месторождениях Урало-Поволжья более 20 лет. При этом в скважины закачаны большие объемы воды, содержащие гидроокислы железа и механические примеси. Есть факты закачки очень загрязненной воды в паводковый период. Естественно ожидать, что при фильтрации воды, содержащей механические примеси, через стенки скважины последние должны быстро закупориться, в то же время многие скважины годами работают с высокой и достаточно стабильной приемистостью. В работе [60] приводятся результаты наблюдений в течение 4 лет за 44 нагнетательными скважинами Шкаповского и Манчаровского месторождений при закачке воды с содержанием механических примесей в среднем от 20 до 50 мг/л, а в паводковый период до 150 мг/л. Механические примеси представляли мелкие кварцевые или илистые частицы и продукты коррозии водоводов. Количество примесей, поступивших через скважину вместе с водой, составляло 40—50 т, а в отдельных случаях 75 т. Несмотря на это снижение коэффициента приемистости наблюдалось только в 20% скважин, а в остальных он оставался без изменения или даже повысился. Следовательно, вода поступала в пласт через большую поверхность фильтрации. Об этом же свидетельствуют данные по нагнетательным скважинам многих месторождений, в которых проводились работы по выравниванию профиля приемистости и снижению водопритока. В эти скважины закачивали большие объемы глинистого раствора (до 50 м3 и более), извести и других закупоривающих агентов без существенного снижения приемистости при последующей закачке воды. Таким образом, сведения о работе нагнетательных скважин могут быть использованы при качественной оценке степени трещиноватости пластов. Косвенно о степени трещиноватости пластов и направленности трещин можно судить по скорости движения в пласте различных индикаторов. Наиболее часто используются водорастворимый индикатор флуоресцеин (уранин) [85, 42] и различные радиоактивные изотопы, например тритий [96, 88]. Чем выше раскрытость и протяженность трещин, тем выше при прочих равных условиях скорость движения индикатора. В Куйбышевской области исследования с индикатором проводились в карбонатных коллекторах на Калиновском, Дерюжевском, Мухановском, Покровском, Якушкинском и других месторождениях. Скорости движения индикатора по трещинам 59 в этих месторождениях при давлениях нагнетания до 55 кгс/см2 и разнице давлений на забоях нагнетательных и эксплуатационных скважин до 90 кгс/см2 составили 3—23 м/ч. На Осинском месторождении Пермской области, по данным Г. А. Звягина, скорости движения индикатора при давлении нагнетания от 100 до 170 кгс/см2 и разнице давлений от 170 до 240 кгс/см2 составляют от 7 до 75 м/ч. Большой интерес представляет анализ результатов закачки индикатора в терригенные коллекторы. Закачка радиоактивного трития проводилась в 1964—1966 гг. в пласт Дг на нескольких площадях Ромашкинского месторождения [96]. Скорости движения индикатора были 0,01—0,65 м/ч, т. е. на три порядка выше скорости движения основного фронта обводнения. Авторы предполагали, что индикатор движется по наиболее проницаемым пропласткам. Выявленная трещиноватость девонских коллекторов на этом месторождении [84] вполне объясняет полученные скорости. Результаты определения скоростей движения индикатора в терригенных отложениях представлены в работе [12]. Нами были организованы исследования по определению скорости движения индикатора (уранина) на Асюльском месторождении в герригенных пластах яснополянского надгоризонта. Трещиноватость этих пластов была выявлена ранее по результатам обводнения скважин [101]. Закачку уранина провели в нагнетательные скв. 135 и 1, причем в скв. 135 дважды. Первая закачка уранина в скв. 135 была проведена 13/VI 1973 г. в 17 ч. Выяснилась связь скв. 135 и 141, расстояние между которыми 600 м. Из-за отключения электроэнергии закачка была остановлена ночью на 7—8 ч. Тем не менее в скв. 141 индикатор был обнаружен уже в 7 ч 14/VI 1973 г., т. е. скорость движения его была более 45 м/ч. 1/VII 1973 г. в 9 ч была проведена повторная закачка уранина в скв. 135. На этот раз уточнялась связь этой скважины с эксплуатационными скв. 141 и 132. В контрольных пробах в скв. 141 и 132 была установлена небольшая концентрация уранина от первой закачки (0,01—0,02 мг/л). Появление индикатора от второй закачки определено по резкому увеличению концентрации уранина (до 0,08—0,1 мг/л). Скорость движения уранина к скважинам составляет соответственно 70 и 55 м/ч. 4/VII 1973 г. в 17 ч уранин был закачан в нагнетательную скв. 1. В скв. 122, расстояние до которой 800 м, он был обнаружен в 9 ч 6/VII 1973 г., т. е. скорость движения уранина составила 20 м/ч. Таким образом, проведенные исследования подтвердили предположение о значительной трещиноватости терригенных пластов Асюльского месторождения. Как видно из табл. 9,- в которой приведены результаты закачки индикатора по различным месторождениям страны, скорости движения индикатора в карбонатных и терригенных пла60 Таблица 9 Результаты определения скорости движения индикатора по некоторым месторождениям СССР стах относительно близки, особенно приведенные к 1 кгс/см2 перепада давления. Направленность и протяженность трещин в ряде случаев могут быть выявлены по динамике пластовых давлений и скорости обводнения скважин. Примеры определения направления трещин и их протяженности по Осинскому, Асюльскому, Константиновскому месторождениям приведены в работе [101]. Наиболее важными выводами с позиций осуществления заводнения под высоким давлением являются следующие. 1. Трещиноватость присуща большинству осадочных пород однако интенсивность ее развития не одинакова как для различных, так и для однотипных пород на разных участках площади. 2. Преимущественное развитие имеют вертикальные тре61 щины, большая часть которых не выходит за границы однородных по вещественному составу слоев. 3. Раскрытость трещин на обычных глубинах залегания продуктивных пластов незначительная. § 2. ДАННЫЕ О КРИТИЧЕСКОМ ДАВЛЕНИИ РАСКРЫТИЯ И ОБРАЗОВАНИЯ ТРЕЩИН ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ГИДРОРАЗРЫВА И ЗАВОДНЕНИЯ По данным заводнения, кислотных обработок, цементирования под давлением было установлено, что при закачке жидкости в пласт через ствол скважины при определенных давлениях нагнетания происходит разрыв (расслоение) коллектора или раскрытие естественных трещин. Возможность разрыва коллектора под действием давления жидкости является физической предпосылкой процесса гидроразрыва, который был запатентован в США в 1953 г. По определению, приведенному в [105], гидроразрыв – это процесс создания трещины или системы трещин в пористой среде путем нагнетания жидкости под давлением через стенки скважины для того, чтобы преодолеть естественное напряжение пород и осуществить разрыв пористой среды. Как видно, условия, возникающие в пласте в процессе заводнения при давлениях выше критического и в процессе гидроразрыва, имеют много общего. Поэтому результаты теоретических и промысловых исследований гидроразрыва могут существенно помочь в изучении процесса заводнения при высоких давлениях нагнетания. Из теории [38] известно, что для того чтобы при повышении давления нагнетания в пласте начали расширяться трещины, необходимо, чтобы давление нагнетания жидкости превысило минимальное значение естественного напряжения в породах. Различают две компоненты естественного напряжения в горных породах — вертикальную и горизонтальную. В пологозалегающих пластах вертикальная компонента горного давления pz определяется произведением среднего удельного веса вышележащих пород п на глубину залегания пласта Н Горизонтальную компоненту естественного напряжения пород принято называть боковым горным давлением рху. Боковое горное давление при отсутствии горизонтальных тектонических движений меньше вертикального горного По фактическим промысловым данным и материалам гидроразрыва пласта значение А колеблется от 0,4 до 1,0. 62 Ориентировочно величина А, по данным работы [25], может быть рассчитана по формуле где ν — коэффициент Пуассона. Расширение вертикальных трещин в призабойной зоне скважин начинается с того момента, когда давление жидкости в этой зоне превзойдет естественное напряжение, сжимающее горные породы в горизонтальном направлении. Для начала расширения горизонтальных трещин необходимо, чтобы давление жидкости на забое скважины превысило вертикальное горное давление, т. е. должно выполняться условие рзаб≥рz. И, поскольку горные породы, являющиеся коллекторами нефти, обладают различными плотностью, минералогическим составом и механическими свойствами, то давление, при котором происходит раскрытие и образование трещин, может быть различным, в зависимости от глубины их залегания, вещественного состава и целого комплекса геологических условий. Данные о давлении, при котором происходит образование трещин и поддержание их в раскрытом состоянии, имеют большое практическое значение для изучения процесса заводнения при высоких давлениях нагнетания. В дальнейшем это давление будет обозначаться р*. Впервые явление расслоения коллекторов под действием давления жидкости было установлено при массовом внедрении площадного заводнения на промыслах Бредфорд и Аллегани в США. Особенностью этих месторождений является малая глубина залегания продуктивных отложений (в пределах 300—500 м) и небольшие расстояния между нагнетательными и эксплуатационными скважинами (50—90 м). В процессе закачки воды при превышении определенного давления нагнетания наблюдалось резкое увеличение приемистости нагнетательных скважин. На основании анализа многочисленных промысловых данных об изломе кривой приемистость—давление был сделан вывод, что при превышении некоторого давления происходит расслоение коллектора и образование или раскрытие трещин. Сначала считалось, что давление, при котором возможно раскрытие трещин, обязательно должно равняться давлению толщи вышележащих горных пород, т. е. вертикальному горному давлению. При дальнейшем изучении явления расслоения коллекторов Юстером и Калхауном [109] было показано, что расслоение пород в процессе заводнения может происходить при давлении, существенно меньшем, чем вертикальное горное давление. Было введено понятие о критическом давлении, под которым понимается давление, вызывающее расслоение породы по любой плоскости, т. е. превышающее то, при котором обеспечи63 вается целостность горной породы. При анализе промысловых данных удобно пользоваться величиной удельного давления разрыва, равного критическому давлению р*, деленному на глубину залегания пласта Н. Для промыслов Бредфорд и Аллегани удельное давление расслоения пород колебалось в пределах 0,18—32 кгс/см2 на 1 м глубины, в то время как среднее давление, оказываемое слоем горных пород толщиной 1 м, равно 0,23 кгс/см2. Такие колебания давления расслоения пород связывались с влиянием многих факторов и в первую очередь с типом коллекторов, глубиной залегания, положением скважин на структуре. Так, более низкое давление разрыва соответствовало в основном скважинам, расположенным в своде структуры, а более высокие значения — скважинам, расположенным ниже по структуре. По фактическим данным, в интервале глубин 300—600 м критическое давление, при котором установлено расслоение пород, на месторождении Бредфорд колебалось в пределах 0,5 — 1,4 от вертикального горного давления. Рис. 28. Давление нагнетания на отдельных Много данных о давлении нагнетания на этом месторождении приведено в статье [106]. На рис. 28 участках месторождения Бредфорд показаны давления на забое нагнетательных скважин и глубина залегания пластов для 96 участков, разрабатываемых шестью крупными компаниями. Каждая точка на графике соответствует давлению нагнетания на одном из участков. Прямая 1 соответствует гидростатическому давлению (давление на устье нагнетательных скважин равно нулю) и прямая 2—вертикальному горному давлению при плотности вышележащих пород 0,23 г/см3. Как видно, более 70% участков работали при давлении на забоях нагнетательных скважин выше вертикального горного, при отношении, доходящем до 1,4—1,8. В книге Говарда и Фаста «Гидроразрыв пласта» [105] обобщены данные о давлении разрыва пород и критическом давлении при заводнении по многим месторождениям США. Для оценки давления разрыва использовались фактические промысловые данные, полученные в процессе цементирования скважин под давлением, кислотных обработок, гидроразрыва и заводнения. Авторы выделяют давление разрыва горных пород и эффективное горное давление, которое требуется для поддержа64 ния уже образовавшихся трещин в раскрытом состоянии. Причем давление разрыва равно давлению, которое необходимо для преодоления напряжения разрыва пород, плюс давление, которое оказывает вышележащая толща горных пород (горное давление). По смыслу эффективное горное давление соответствует понятию критического давления р* при заводнении, о котором говорилось выше. Анализ большого фактического материала показал, что разрыв пород, как правило, происходит при давлении меньшем, чем вертикальное горное давление, определенное расчетным путем как давление толщи вышележащих горных пород. На рис. 29, а приведены фактические данные об эффективном горном давлении для района Галф Кост, а на рис. 29, б—для нефтяных районов Мид-Континента (Оклахомы, Канзаса, Северного Техаса и Южной Мексики). Несмотря на значительный разброс точек на этих графиках выделяются границы минимальных и максимальных значений критических давлений; как видно, для одной и той же глубины они колеблются в значительных пределах. Так, например, при глубине залегания 2000 м возможная разница максимального и минимального значений критического давления составляет около 140 кгс/см2, что равно примерно 70% гидростатического и 30% вертикального горного при той же глубине залегания пласта. Сводные данные об удельном эффективном горном давлении (т. е. эффективном давлении, приходящемся на 1 м глубины) в зависимости от глубины показывают, что оно существенно изменяется—от 0,2—0,35 кгс/(см2•м) при малых глубинах (до 500 м) до 0,14—0,29 кгс/(см2•м) при глубинах 2000 м и затем снова немного повышается—до 0,15—0,30 кгс/(см2•м). Для сравнения можно привести Рис. 29. Давление раскрытия трещин средние значения давления толщи горных пород, а—район Галф-Коста; б—район Мидсоответствующие 1 м глубины и равные для терригенных Континента пород 0,23—0,24 кгс/(см2•м) и для карбонатных 0,25—0,26 кгс/(см2•м), же т. глубине е. критическое залегания пладавление, при котором 65 трещины поддерживаются в раскрытом состоянии для наиболее распространенных глубин залегания коллекторов ниже вертикального горного давления и только при малых глубинах равно или даже превышает его. При анализе промысловых данных удобно пользоваться безразмерным параметром— относительным критическим давлением р*, которое равно отношению фактического критического давления р* к вертикальному горному рz. В такой интерпретации данные графиков рис. 29 имеют вид, как показано на рис. 30. Таким образом, для ряда месторождений США [105] критическое давление, при котором трещины поддерживаются в раскрытом состоянии, при нагнетании жидкости для глубины залегания пластов 1000 м находится в пределах 0,7—1,0, а для глубины залегания 2000 м—в пределах 0,6—0,8 от вертикального горного. В СССР имеется большой фактический материал по Рис. 30. Зависимость критического гидроразрыву пластов, который позволяет судить о давления от глубины залегания критических давлениях раскрытия и образования трещин коллекторов: при закачке жидкости под давлением в пласт. /—максимальные значения р*; 2— средПо данным Ф. С. Абдулина [1] при давлении нагнетания ние,значения р*; 3—минимальные зна30—50 кгс/см2 на устье (примерно 0,5 вертикального чения р* горного) трещины, сообщающие ствол скважины с пластом, уже открыты, т. е. минимальное критическое давление близко к гидростатическому. В. А. Блажевич [13] приводит следующие данные о давлениях разрыва для этого же месторождения, полученные на основании анализа материалов большого числа операций гидроразрыва. Давление гидроразрыва (по отношению к вертикальному горному) Пласт максимальное среднее минимальное СI 0,84 0,74 0,64 ДI 0,91 0,67 0,54 ДII 0,73 0,61 0,52 66 Закономерности в величинах давления гидроразрыва в зависимости от положения скважин на структуре и других геологических параметров не установлено. В процессе заводнения для пласта ДI минимальные значения забойного давления в нагнетательных скважинах находятся в пределах 0,5—0,55 от вертикального горного, т. е. они практически равны минимальному критическому давлению гидроразрыва. Это подтверждает вывод о том, что при закачке воды в продуктивной толще горизонта ДI на ряде участков трещины уже раскрыты. Самый большой диапазон давлений нагнетания в девонских отложениях был испытан на Ромашкинском месторождении. Минимальные давления нагнетания, при которых скважины могут принимать воду, также находятся в пределах 0,5 вертикального горного (20—40 кгс/см2 на устье). Однако отсутствие приемистости как отдельных пластов, так и больших интервалов мощности продуктивных отложений в нагнетательных скважинах свидетельствует о том, что критическое давление для многих коллекторов еще не достигнуто. О верхнем пределе критического давления для пласта ДI можно судить по результатам промышленных экспериментов, проведенных на Ромашкинском месторождении в 1968 г., когда закачка воды проводилась при самых высоких для девонских отложений давлениях нагнетания. Некоторые результаты этих экспериментов были рассмотрены выше (см. рис. 3, табл. 1). Несмотря на столь высокое давление, доходящее до вертикального горного, в продуктивной толще, вскрытой нагнетательными скважинами, имелись прослои, не охваченные заводнением, т. е. для коллекторов девонских отложений максимальные значения критического давления выходят за пределы вертикального горного. На месторождении Узень начало приемистости большого числа нагнетательных скважин обеспечивается при давлении 20—30 кгс/см2 на устье, т. е. также при давлении, близком к гидростатическому. Однако есть скважины, в которых не достигается полный охват заводнением по мощности даже при давлениях 110—120 кгс/см2 на устье, что превышает 0,9 вертикального горного. По месторождению Усть-Балык [41] нижний предел критического давления равен 0,45 от вертикального горного. Некоторые фактические данные о критических давлениях по месторождениям Советского Союза приведены в табл. 10. Интересные материалы получены по месторождениям Пермской области. На рис. 31 приведены данные об относительном давлении разрыва для коллекторов яснополянских отложений Пермской области. Как видно, даже в пределах одной площади относительное давление разрыва колеблется в широких пределах. Для 67 большинства месторождений оно в среднем равно 0,8 и только для Ольховского выше 1,0. Зависимости приемистости от давления нагнетания (индикаторные кривые) при гидроразрыве по рассмотренным скважинам можно разделить на три типа (рис. 32). Рис 31. Относительное давление разрыва для различной глубины залегания коллекторов: / - Полазненское месторождение; //-Павловское месторождение; ///- Ярино-Каменноложское месторождение; IV — Ольховское месторождение Индикаторные кривые первого типа (кривая /) почти прямолинейны, Начало приемистости в скважинах фиксируется при давлениях, незначительно превышающих гидростатические (0,4—0,5 горного давления). Такие кривые характерны в основном для законтурных скважин, вскрывших сравнительно высокопроницаемый коллектор, в котором естественные трещины были открыты, по-видимому, до гидроразрыва, и в пределах применяемых давлений при начальной раскрытости обеспечивают поступление всего объема закачиваемой воды в поровую часть коллектора. Зависимость второго типа (кривые 2 и 3) характерна для скважин, в которые вода начинает поступать при забойном давлении, превышающем 0,5—0,6 горного, т. е. для раскрытия трещин в призабойной зоне их требуется давление, превышающее гидростатическое более чем в 1,25—1,5 раза. По мере увеличения давления наблюдается отклонение индикаторной Рис. 32. Типы индикаторных кривых при гидроразрыве: 1—4 — соответственно скв. 209, 227, 437 и 235 Каменноложской площади; 5—скв. 122 Ольховской площади 69 линии в сторону оси приемистости, что связано с увеличением раскрытия трещин в пласте. При значительной трещиноватости или при наличии раскрытых трещин до гидроразрыва перегиб на кривой может быть плавным. Раскрытие трещин продолжается до тех пор, пока весь объем закачиваемой воды не поступит из трещин в поры. Третий тип кривых (4 и 5) характерен, по-видимому, для скважин, в код-орых раскрываемые естественные и созданные трещины при расширении встречают высокопроницаемые уча- Рис. 33. Относительное давление разрыва и относительное давление раскрытия трещин для различной глубины залегания коллекторов: / — давление разрыва отнесенное к вертикальному горному; 2 — давление поддержания трещин в раскрытом состоянии, отнесенное к вертикальному горному; /// — Ярино-Каменноложское месторождение; IV—Ольховское месторождение (см. рис. 31). стки пласта или вскрывают систему трещин большей проницаемости. На таких кривых после достижения определенного значения приемистости давление нагнетания резко падает, а в дальнейшем отмечается увеличение приемистости при значительно меньшем давлении нагнетания. В среднем разница между давлением разрыва и давлением поддержания трещин в открытом состоянии после гидроразрыва для таких скважин составляет от 30 кгс/см2 на Ольховском месторождении до 115 кгс/см2 на Ярино-Каменноложском (рис. 33). Из рассмотренных месторождений Пермской области по относительному давлению разрыва скважины Ольховского месторождения значительно отличаются от скважин других месторождений, по-видимому, в связи с тем, что песчаники Ольховского месторождения более сцементированы [75] и, следовательно, характеризуются минимальной естественной трещиноватостью. Судя по графикам зависимости приемистость—давление, для поддержания трещин в открытом состоянии на этом месторождении требуются давления, близкие давлению разрыва. 70 Как показал анализ работы нагнетательных скважин, наиболее устойчивая во времени приемистость характерна для скважин, для которых относительное давление гидроразрыва было минимальным. Исключительно быстрое снижение приемистости во времени отмечается на Ольховском месторождении: при давлении нагнетания около 0,8 горного приемистость скважин в течение 1—1,5 лет снижается в 4—7 раз и требуется постоянное проведение работ по ее восстановлению. Вероятно, в данном случае глубина распространения трещин, образовавшихся после гндроразрыва, небольшая. Значительно устойчивее во времени приемистость скважин на ЯриноКаменноложском месторождении, хотя давление нагнетания составляет 0,6—0,75 горного давления. Для характеристики устойчивости приемистости скважин нами условно взято отношение начальной приемистости q0 к приемистости через год после начала нагнетания q1. Построен график зависимости этого показателя от относительного давления разрыва p* (рис. 34), из которого видно, что при р* до 0,9 приемистость скважин за первый год нагнетания снижается не более чем в 2—3 раза, в то время как при больших значениях р*—в 5—7 раз. Таким образом, чем выше естественная трещиноватость пластов, тем ниже относительное давление разрыва пласта Рис. 34. Зависимость устойчивости приемистости и выше устойчивость объемов закачки в нагнетательные скважин от относительного давления разрыва: скважины. / — Ольховское месторождение; 2 — ЯриноВ работе [38] показано, что при гидроразрывах пласта в Каненноложское месторождение первую очередь открываются трещины в пропластках с большей проницаемостью для разреза каждой конкретной скважины. Это объясняется более быстрым ростом давления в призабойной зоне в пропластках с большей проницаемостью. Повидимому, в значительной мере это связано и с большей сжимаемостью пористой среды в пропластках повышенной проницаемости, облегчающей первоочередное раскрытие трещин именно в этих пропластках. Между мощностью пласта и его коллекторскими свойствами (пористостью, проницаемостью) часто выявляется тесная корре71 ляционная зависимость. Следовательно, возможно существование зависимости давления разрыва или раскрытия трещин и от эффективной мощности пластов: при прочих равных условиях относительное давление разрыва должно быть ниже при больших значениях мощности. Такие зависимости получены по многим залежам. На рис. 35 представлена зависимость относительного давления разрыва от эффективной мощности яснополянских пластов Яринской площади. Эти данные хорошо увязываются с результатами исследований [12]. На основании расчетов и определений местоположения трещин при гидроразрыве с помощью радиоактивных изотопов и расходомеров установлено, что при различной проницаемости пластов образование трещин происходит в тех из них, где проницаемость более высокая. С помощью гидропескоструйной перфорации создать трещины в заданных интервалах удавалось только в тех случаях, когда искусственные щели первоначально создавали в пластах с высокой проницаемостью. Если же щели создавались против менее проницаемых пластов, трещины гидроразрыва наблюдались все-таки против пластов с высокой проницаемостью. Создание трещин в пластах низкой Рис. 35. Зависимость относительного давления разрыва от эффективной мощности пласта для проницаемости возможно лишь при поинтервальном гидроразрыве. Яринской площади Исключительно важное значение для практики разработки нефтяных месторождений имеет определение ориентации трещин, раскрываемых и образующихся при гидроразрывах. Как было показано выше, по большинству месторождений относительное давление разрыва ниже полного горного давления. На основании этого некоторые авторы [64 и др.] сделали заключение о том, что гидроразрыв при давлении меньше вертикального горного происходит лишь по существующим в пластах естественным трещинам или трещинам, образующимся в процессе бурения скважин. Многие исследователи возможность образования горизонтальных трещин либо вообще отрицают, либо считают явлением редким. П. Скотт и др. [107] на основании обработки большого фактического материала пришли к выводу, что во всех случаях, когда гидроразрыв пласта происходит при давлении ниже горного, образуются только вертикальные трещины, а при давлении больше горного — горизонтальные трещины. 72 С. А. Христиановичем [97] выдвинута гипотеза о том, что вследствие пластической деформации малопрочных пород вблизи скважины вертикальное горное давление оказывается меньше полного горного. Вертикальное горное давление может снижаться вследствие выдавливания пластичных пород в скважину, а также вследствие размыва при бурении соленосных и глинистых пластов в призабойной зоне скважины. Поэтому автор предполагает возможность образования горизонтальных трещин при давлении, меньшем полного горного. Ю. П. Желтов [39] считает, что ориентация трещин при гидроразрыве не всегда соответствует ориентации естественных трещин и зависит от соотношения вертикального, бокового и полного горного давления. Вопрос определения ориентации образующихся при гидроразрыве трещин является далеко не решенным. В работе [105] приводятся результаты специальных исследований, дающих некоторое представление о параметрах трещин, образующихся под действием давления нагнетаемой в пласт жидкости. Так, в двух скважинах на определенной глубине против продуктивного пласта с забоя были пробурены стволы меньшего диаметра, и после цементажа под давлением был проведен боковой отбор керна. В скважине глубиной 2855 м цементом оказалась заполненной вертикальная трещина, а в скважине глубиной 780 м — горизонтальная. Для определения направления трещин, образующихся при гидроразрыве, были проведены эксперименты на промысле Пайн Айленд (США, Луизиана). На опытном участке площадью около 4 га с четырьмя скважинами по углам была пробурена центральная скважина глубиной 490 м, в которой провели гидроразрыв. Процесс распространения закачиваемой жидкости контролировался по содержанию радиоактивного индикатора и по вязкости жидкости в четырех наблюдательных скважинах. Максимальное удельное давление при гидроразрыве было равно 0,157 кгс/см2 на 1 м глубины, что соответствует давлению 0,68 вертикального горного. В процессе гидроразрыва жидкость разрыва прорвалась в скважину, расположенную на расстоянии 70 м. По наблюдениям в четырех скважинах и балансу закачанной жидкости сделано предположение об образовании горизонтальной трещины, Серия опытов была проведена на промысле Сакатоза (США, Техас). Скважина, в которой проводился гидроразрыв, вскрыла продуктивный песчаник на глубине 432 м. При давлении на забое скв. 1, примерно равном 1,8 вертикального горного, по данным бурения оценочных скважин была образована горизонтальная трещина, которая распространилась на расстояние до 75 м. На промысле Говард Глазкок (США, Техас) проведены опыты по определению ориентации трещин, образованных в процессе гидроразрыва. Продуктивный песчаник имел проницаемость 73 57 мД, эффективную мощность 7,5 м. В опытной скважине против продуктивного пласта, залегающего на глубине 490 м, был пробурен ствол меньшего диаметра и образован зумпф. Гидроразрыв был проведен при давлении на забое скважины равном 0,75 вертикального горного. Исследование, проведенное с помощью специального пакера, показало, что в процессе гидроразрыва образовалась вертикальная трещина (отпечаток трещины был по всей длине пакера). На промысле Аллегани (США, Нью-Йорк) были проведены наблюдения в трех скважинах, показавшие образование в процессе гидроразрыва вертикальных трещин. Продуктивный песчаник имел мощность 4,2 м, пористость 11%, проницаемость 1,7 мД. По каждой скважине проводился комплекс исследований до и после гидроразрыва. Для определения ориентации трещин также использовался специальный пакер, спускаемый в скважину на насоснокомпрессорных трубах. Отпечатки на пакере показали, что до гидроразрыва трещины отсутствовали. После гидроразрыва во всех трех скважинах были обнаружены единичные вертикальные трещины. Результаты описанных выше опытов свидетельствуют о том, что в процессе гидроразрыва возможно образование трещин длиной до 75 м как горизонтальных, так и вертикальных. Очень интересные непосредственные наблюдения за системой трещин, образовавшихся после гидроразрыва, были проведены П. М, Усачевым [95] по пласту III Ярегского месторождения, разрабатываемого шахтным способом. Пласт залегает на глубине 159 м. Для наблюдения за трещинами было проведено 140 м горных выработок. Местоположение трещин определялось с помощью закачки в нагнетательные скважины песка с индикатором. Обследование показало, что фильтр пересекал восемь трещин почти меридионального направления, падающих под углом 65—70°. Крайние трещины имели ширину: левая 2—3 мм, правая—20 мм. Между ними было расположено шесть параллельных микротрещин, по которым песок прошел не более чем на 0,5 м от фильтра. Раскрытость микротрещин 1—2 мм. Давление гидроразрыва превышало вертикальное горное, и можно было ожидать образования горизонтальных трещин. Фактически развивались как крутопадающие наклонные трещины, так и горизонтальные, причем горизонтальные как бы ответвлялись от основной. Многие естественные трещины, секущие пласт III, оказались незатронутыми гидроразрывом, и поток жидкости и песка распространялся только по одной трещине. Максимальное продвижение песка по юго-западной ветви составило 30 м, в южном направлении—18,5 м, а в северном направлении песок встречен не был. В единственной горизонтальной трещине, образовавшейся на границе глинистого и песчаного пластов, 74 радиоактивный песок был обнаружен на расстоянии не более 3 м. Исследования нагнетательных скважин с помощью глубинных расходомеров до и после проведения гидроразрыва были выполнены Н. Г. Зайнуллиным по скважинам Ромашкинского месторождения. В большинстве скважин отмечено увеличение работающей мощности в 1,5 раза и только в двух скважинах произошло сокращение, что можно объяснить также преимущественным раскрытием вертикальных трещин. Относительное давление разрыва составляло 0,5—0,8 горного. Анализ работ по гидроразрыву пластов дает основание считать, что в различных геологических условиях могут образоваться как вертикальные, так и горизонтальные трещины. Вне всякого сомнения, определяющая роль в способности пород к гидроразрыву и в ориентации образующихся или раскрываемых трещин принадлежит естественной трещиноватости пласта. Очевидно, что при наличии в пласте естественных трещин в процессах гидроразрыва и заводнения будет наблюдаться их раскрытие и расширение, а не создание искусственных трещин. Как было показано выше, по большинству месторождений наблюдаются естественные вертикальные и наклонные трещины, что, вероятно, и определяет преимущественное раскрытие этих трещин под давлением жидкости, нагнетаемой в пласт. Относительное давление разрыва р* может служить косвенным признаком трещиноватости: в пределах одной площади при прочих равных условиях пониженные значения р* могут быть приурочены к зонам с большей степенью трещиноватости. Трассирование линий с различными значениями р* может дать представление о преимущественном направлении трещин. § 3. ВЛИЯНИЕ ДАВЛЕНИЯ НА КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ПОРОД Деформация коллекторов под действием давления До разбуривания нефтяного месторождения пласт находится в равновесном состоянии. После разбуривания и начала разработки пластовое давление начинает изменяться (уменьшаться), вследствие чего изменяется состояние скелета пласта: в нем происходит увеличение напряжений, что приводит к деформации породы пласта. В процессе деформации породы частицы скелета перемещаются в новое положение и происходит изменение связей частиц. При разработке нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления наблюдается обратный процесс—повышение давления в пористой среде до начального пластового, а ига больших территориях, прилегающих к зоне нагнетания, даже существенно выше начального. При высоких давлениях нагве75 тания оно может доходить до вертикального горного и превышать его. Поскольку в общем случае, как частицы самой породы, так и особенно цементирующее вещество состоят из упругих и вязких (пластичных) частей, то и деформации могут быть упругими и неидеально упругими или даже неупругими (пластическими). В породах нефтяных коллекторов в силу неоднородности их механических свойств одни частицы деформируются упруго, а другие при тех же напряжениях—пластически. После восстановления пластового давления некоторые частицы стремятся восстановить первоначальные объем и форму, обладая упругостью, а другие (пластические) сохраняют частично или полностью приобретенную деформацию. Кроме того, некоторые исследователи [21] отмечают, что степень остаточной деформации зависит от состава насыщающей пористую среду жидкости. Отсюда становится ясным, что фильтрация жидкости в породах пласта может происходить как при упругих деформация» пласта, так и при упруго-пластических и пластических. Поведение пород-коллекторов лучше всего изучать на диаграммах напряжение (σ)— относительное удлинение (деформация) ε, снятых в процессе опыта. На этих диаграммах имеется три области: а) область упругих деформаций, подчиняющихся закону Гука: где Е—модуль упругости; б) область упруго-пластических деформаций; в) область пластических деформаций. В первой области деформации обратимые, во второй—частично необратимые и в третьей — необратимые. Значение напряжения, при котором происходит отклонение от закона Гука, называется пределом упругости пород. На необходимость учета необратимых изменений пористости и проницаемости в процессе фильтрации жидкости впервые было указано И. Н. Стрижовым [89] и Г. В. Исаковым [43]. Первая математическая модель фильтрации жидкости в пористых средах с учетом необратимых деформаций была выполнена Г. И. Баренблаттом и А. П. Крыловым [10, 52]. В настоящем параграфе рассматриваются изменения основных параметров коллектора (пористости, проницаемости, объема породы и т. д.), которые могут наблюдаться в процессе разработки нефтяных месторождений. Лабораторные эксперименты при изучении механических свойств образцов отбираемой нефтегазоносной породы в условиях нагружения преследуют две основные цели: 1) нахождение связи измеряемых при атмосферных условиях параметров среды (деформации, пористости, проницаемости 76 и др.) с их значениями, соответствующими пластовым условиям (с ростом- сжимающего горного давления); 2) определение изменения параметров пласта при снижении (увеличении) пластового давления в процессе разработки месторождения. Для нас основной интерес представляют результаты опытов, отвечающих на второй из поставленных вопросов. Однако условия проведения опытов таковы, что можно использовать также и данные опытов, преследующих только первую цель. При проведении их скелет образца породы подвергается действию внешнего сжимающего давления, равного горному для данной глубины залегания пласта. Насыщенное поровое пространство образца соединено с резервуаром (бомбой) постоянного давления. Если цель эксперимента вторая, то сжимающее давление должно в процессе опытов оставаться постоянным, а поровое давление жидкости («пластовое давление») должно уменьшаться от начального до некоторой величины (до нуля). Если же цель эксперимента — первая, то необходимо изменять и сжимающее и поровое давление. В опытах многих исследователей по определению сжимаемости пород установлены значительные остаточные деформации при изменениях сжимающего давления на скелет породы. Так, в одном из исследований М. С. Багов и В. И. Цой [8] при определении коэффициента сжимаемости известняков наблюдали значительную остаточную деформацию, тогда как в песчаниках она была незначительной или совершенно отсутствовала. Результаты опытов приведены в табл. 11. К сожалению, в ходе экспериментов фиксировался коэффициент сжимаемости среды βс (либо только βп==βс/m0), но не приводилось данных по соответствующему значению коэффициента сжимаемости самого скелета βт, что исключает возможность определения других упругих констант исследуемых пород. Тем не менее эти экспериментальные результаты дают правильный порядок величин коэффициентов сжимаемостей среды в пластовых условиях и позволяют сделать качественные выводы. 1. Наблюдается общее уменьшение коэффициента сжимаемости с увеличением эффективного (сжимающего) давления. Эту особенность отмечают практически все исследователи. Заметим, что для некоторых опытов (см. табл. 11) показано только одно фиксированное значение коэффициента сжимаемости, поскольку именно в таком виде авторы этих исследований публиковали свои результаты. Обычно в этих случаях исследователи всегда делали дополнительное замечание об изменениях этого коэффициента с изменением эффективного давления. Фэтт [116] показывает зависимость коэффициента сжимаемости пор от эффективного давления. Качественно это явление объясняется улотнением среды, возрастанием площади контактов зерен. Поэтому при анализе значительных изменений пластовых 77 давлений следует заменять линейные связи типа закона Гука нелинейными. 2. Для песчаников с хорошо отсортированными, хорошо скатанными зернами кварца с небольшим (до 10%) содержанием обломочного и цементирующего материала необратимое изменение пористости отсутствовало или не превышало 2—3%. В то же время у песчаников плохо отсортированных со значительным (до 45%) содержанием обломочного и цементирующего материала, доломитов и известняков необратимое изменение пористости оказалось существенным (до 60% и иногда более). 3. Пределы изменения коэффициента сжимаемости пор при сопоставимых значениях эффективного давления для разных пород-коллекторов резко отличаются и изменяются от 11·10-4 до 0,2·10-4 (кгс/см2)-1 и в среднем составляют 2·10-4 (кгс/см2)-1. На величину коэффициента сжимаемости пор оказывают влияние такие факторы, как сцементированность, окатанность, отсортированность и характер упаковки зерен. 78 Исследованиями ряда авторов показано, что деформации высокопроницаемых коллекторов практически прекращаются через 10—40 мин после изменения пластового давления. В малопроницаемых породах (аргиллитах, плотных известняках и песчаниках) деформации могут продолжаться 20—40 ч после изменения давлении. Таким образом, исследования показывают, что полная деформация пород-коллекторов в общем случае состоит из четырех составляющих: 1) немедленной обратимой деформации (упругой); 2) немедленной необратимой деформации (остаточной); 3) длительной обратимой деформации (упругой) и 4) длительной необратимой деформации (остаточной). Ниже будет показано, что при существующих изменениях пластовых давлений некоторые породы имеют только упругие деформации. К таким породам, например, относятся песчаники с кальцитовым (неглинистым) цементом. Существующая теория упругого режима фильтрации разработана именно, для данного класса пород. К упруго-пластическим относятся породы, которые после изменения нагрузки неполностью восстанавливают свои первоначальные свойства (доломит, известняк, породы, имеющие в качестве цементирующего материала глину и т. д.). Пластическими считают породы, характеризующиеся полностью необратимыми деформациями (песок, глины, песчаник с глинистым цементом и т. д.). Деформации как обратимые, так и необратимые (пластические) влияют на фильтрационные характеристики пласта путем изменения пористости и проницаемости породы. При деформациях, для которых справедлив закон Гука, изменения пористости и проницаемости пород имеют обратимый характер при изменениях напряжения на скелет породы; при напряжениях выше предела упругости изменения пористости и проницаемости приобретают необратимый характер. Лабораторные исследования влияния давления на проницаемость пород При изменениях сжимающего давления на скелет породы изменяется как пористость, так и проницаемость пород, причем проницаемость в большей степени, чем пористость. Приборы для исследования изменения проницаемости в зависимости от сжимающего давления во многом между собой сходны. Из отечественных приборов наиболее распространенным является прибор (установка) УИПК, разработанный конструкторским бюро нефтяного машиностроения. Ниже приводим краткий анализ результатов исследований (см. табл.11). Обстоятельные опыты по определению изменения проницаемости в зависимости от давления на скелет были проведены 79 американскими исследователями Фэттом и Дэвисом [117]. Чистые и сухие образцы песчаника диаметром 2,5 см и длиной около 7,6 см заключались в оболочку из медной фольги и затем заливались сплавом люцита. Подготовленные образцы помещались в гидравлическую бомбу высокого давления, в которой создавалось всестороннее давление на образцы до 1020 кгс/см2. В опытах повышалось сжимающее давление, а внутреннее давление Рис. 36. Зависимость относительной проницаемости от сжимающего давления по данным Фэтта и Дэвиса (ќ==k/k0, где k—проницаемость при сжимающем давлении р; k0— проницаемость при его отсутствии). Номера кривых соответствуют номерам образцов: 1 — Колорадо, k0=3,86 мД; 2 — побережье Южной Калифорнии, k0=40,8 мД; 3 — долина Сан-Джоакии, Калифорния, k0= 45,0 мД; 4—Аризона, k0=4,35 мД; 5 — Аризона, k0=6,32 мД; 6 — долина Сан-Джо-акин, Калифорния, k0=40,5 мД; 7 — долина Сан-Джоакин, Калифорния, k0=55,5 мД: 8 — побережье Южной Калифорнии, k0=318,8 мД в порах оставалось постоянным (не более 2,1 кгс/см2). В качестве вытесняющего агента применялся азот. Исследовалось восемь образцов песчаника, проницаемость которых без давления на скелет была около 3,8—319 мД. При давлении на скелет 1020 кгс/см2 проницаемость уменьшалась до 11—41 % по отношению к проницаемости без сжимающего давления. Как видно из графиков (рис. 36, а, б), основное снижение проницаемости при увеличении сжимающего давления происходило при изменении давления от 1 до 200 кгс/см2. При дальнейшем увеличении давления проницаемость снижалась незначительно. В опытах Фэтта [116] исследовались четыре образца песчаника проницаемостью от 110 до 335 мД и пористостью от 15 до 25% (при отсутствии сжимающего давления). Давление изменялось от 0 до 340 кгс/см2. Фэтт впервые исследовал на одних и тех же образцах изменение как пористости, так и проницаемости в зависимости от давления. Как видно из графиков [116], 80 при давлении 340 кгс/см2 проницаемость уменьшилась до 25% г а пористость—до 5% по отношению к проницаемости и пористости без сжимающего давления. Из этих опытов Фэтт сделал вывод, что в промысловых расчетах изменением значения пористости следует пренебрегать (так как оно лежит в пределах точности самих замеров), а изменения проницаемости необходимо учитывать. Отметим, что в промысловых расчетах пока делается наоборот. В опытах Лэтчи, Химстока и Юнга [119] сжимающее давление изменялось от 0 до 350 кгс/см2. Исследовались две группы образцов: чистые и загрязненные (глинистые) песчаники. Результаты опытов авторами приводятся в виде таблицы, по данным которой построены графики в координатах k/k0—рэф (рис. 37), где k — проницаемость образца при сжимающем давлении на скелет; k0—проницаемость при его отсутствии. Из графиков видно, что наибольшее уменьшение проницаемости (до 0) наблюдается в глинизированных образцах (см. рис. 37, а, образцы 5, 6, 7). В чистых образцах песчаника, где отсутствует глина, проницаемость уменьшалась в среднем на 20% (рис. 37, а, б, образцы /, 2, 8—16). Отмечалось, что для высокопроницаемых чистых песчаников первоначальная проницаемость не восстанавливалась примерно на 4%, а в глинистых образцах низкой проницаемости необратимое снижение проницаемости доходило до 60%. В опытах М. М. Кусакова и Н. С. Гудок [55] для изучения влияния сжимающего давления на проницаемость брались образцы песчаника и известняка проницаемостью по воздуху от 0,2 до 1000 мД и пористостью от 3 до 25%. Длина образцов составляла 2 см, диаметр — 3 см. Опыты проводились на стандартной Рис. 37. Зависимость проницаемости песчаников от эффективного давления по данным Лэтчи, Химстока и Юнга Номера кривых соответствуют номерам образцов 81 установке УИПК-1. Образцы в кернодержателе закреплялись таким образом, что действию давления подвергалась только боковая поверхность, а торцы давления не испытывали (что могло привести к удлинению образца). Как показали измерения на образцах пород различной проницаемости, во всех без исключения образцах наблюдался линейный закон фильтрации. Важным выводом авторов является установление двух основных типов: зависимости проницаемости от сжимающего давления: первый тип характеризует обратимое изменение проницаемости (песчаники с равномерным распределением по объему среды зерен при малом содержании цементирующего вещества), второй тип—частично необратимое (известняки, доломиты и породы, имеющие в качестве цементирующего материала глину). Весьма интересны исследования И. А. Бурлакова и М. П. Фурсовой [18], К. П. Лещего, Л. С. Мончека и И. И. Писоцкого [58], а также Я. Р. Морозовича [70], результаты которых подтверждают отмеченные выше закономерности (табл. 11). В работе Е. М. Выгодского [21] показано, что увеличение содержания пресной воды в порах песчаника сверх 32,8-35,7% приводит к пластическим деформациям пласта. Большое число исследований провел В. М. Добрынин [37]. Он изучал целый комплекс фактических параметров пористых материалов: сжимаемость, пористость, проницаемость, плотность, удельное электрическое сопротивление и др. в зависимости от сжимающего (эффективного) давления. Эффективное давление принято представлять в виде разности давления всестороннего обжатия р0 и в общем случае части давления жидкости р ж внутри пор (пластового давления): В. М. Добрынин, так же как и другие исследователи, установил, что в отличие от пористости проницаемость весьма существенно уменьшается с возрастанием эффективного давления даже при упругом деформировании породы. Уменьшение коэффициента проницаемости тем больше, чем больше сжимаемость породы. Наибольшее изменение проницаемости с давлением наблюдается у сильноглинистых, а следовательно, менее проницаемых разностей песчаника. Однако, по мнению автора, в общем случае для песчано-глинистых пород, в разной степени отсортированных и с различным цементом, эта зависимость не будет однозначной. Экспериментальные данные, полученные при изучении влияния давления на коэффициент проницаемости различных образцов пород, приведены на рис. 38, а и б. Образец 2 представлен кварцевым песчаником Торпедо, хорошо сцементированным и отсортированным, содержащим около 5% глинистого цемента. Образцы 7, 8 и 9 представлены крепкими песчаниками с глинисто-карбонатным цементом. Эти породы получены из Аралсорских 83 скважин с глубины около 3000 м. Образцы 5 и 6 являются сильноглинистыми, плохо отсортированными песчаниками. Для них изменение проницаемости с давлением наибольшее. Возможно, в данном случае сказывалось влияние микротрещиноватости в глинистых породах. Образец 10 представлен известняком. В приведённом выше обзоре рассматривались исследования по определению проницаемости при изменениях пластового дав- Рис. 38. Зависимость проницаемости от эффективного давления по данным В. М. Добрынина Номера кривых соответствуют номерам образцов 1—k=249 мД, m=15,0% [116]; 2 — k=45 мД, m= =20.2% [117]; 3—k=110 мД, m=22% [116]; 4 —k=45 мД [117]; 5-k=3,8 мД [119]; 6—k=0,007 мД [119]; 7—k=3,1 мД, m=21,8% [37]; 8—k=0,014 мД, m =18,5% [37]; 9 — k=0,013 мД, m=7,55 [37]; 10— k=17,2 мД Рис. 39. Зависимость проницаемости трещиноватых пород от эффективного давления по данным М. К. Калинко и А. Т. Горбунова. Номера кривых соответствуют номерам образцов ления или сжимающего давления на скелет породы в основном на пористых образцах. Аналогичные исследования для трещиноватых пород практически отсутствовали, хотя именно трещиноватые породы в большей степени деформируются в зависимости от изменения пластового давления, чем пористые коллекторы. Опыты по определению изменения проницаемости трещино83 ватых пород были проведены М. К. Калинко и А. Т. Горбуновым [68], для чего была использована также стандартная установка УИПК. Результаты опытов приводятся в виде графиков (рис. 39). Эффективное давление определялось по приведенной выше формуле, давление жидкости находили как среднее между давлениями на входе и на выходе из образца. Из рис. 39, а, б видно, что проницаемость трещиноватых сред изменяется в зависимости от давления обжима значительно больше, чем пористых сред. Наибольшее уменьшение проницаемости наблюдается в диапазоне давлений обжима от 10 до 100 кгс/см2. Для образцов 2, 3, 5 в процессе опытов сжимающее давление сначала повышалось, а затем снижалось. При этом первоначальная проницаемость не восстанавливалась, т. е. изменение проницаемости было необратимым. Очевидно, необратимые деформации в трещиноватых коллекторах значительны. Сопоставление характера кривых зависимости проницаемости от сжимающего давления с результатами минералогического анализа исследованных образцов показывает, что отсутствие гистерезиса проницаемости обычно наблюдается для песчаников и мелко- и крупнозернистых алевролитов с кальцитовым цементирующим веществом, заполняющим поры, и для доломитизированных известняков. Необратимый характер зависимости проницаемости от сжимающего давления в большинстве случаев наблюдается для мелкозернистых песчаников с глинистым цементом, для известняков, составленных из микрозернистого кальцита, для алевролитов со смешанным (глинистым, контактного типа, кварцевым и кальцитовым) цементирующим веществом и для некоторых доломитов. Полученные результаты позволяют считать, что нефтесодержащие породы обнаруживают остаточные деформации, которые могут быть объяснены появлением пластических свойств в условиях бокового сжатия. Авторы [68] приходят к выводу, что проявление пластических свойств пород связано с их структурой и пластичностью цементирующего вещества. Изучение необратимых деформаций при разных условиях проведения повторных циклов нагружения и разгружения породы показало, что характер изменения при повторном цикле зависит от его механической предыстории, т. е. от того, разгружался ли образец полностью в конце обратимого хода первого цикла или повторный цикл начинался при том внешнем давлении, при котором заканчивался первый цикл. При повторных циклах нагружения и разгружения проницаемость в каждом последующем цикле оказывается меньше, чем в предыдущем, зависимость проницаемости от сжимающего давления становится все менее выраженной. Значительный интерес представляют опыты Д. В. Кутовой [57], в которых исследовалось изменение проницаемости образ84 цов, имеющих трещину, в зависимости от давления обжима. Опыты проводились на стандартной установке УИПК-1. Пористые образцы разбивались пополам и вставлялись в эластичную оболочку, было исследовано четыре образца при давлениях обжима от 30 до 300 кгс/см2. При увеличении давления обжима и постоянном давлении в жидкости проницаемость образцов практически снижалась до нуля. В работе Абрагаля [124] приводятся результаты обширных исследований по изменению проницаемости и пористости в зависимости от эффективного давления. Особенно обращают на себя внимание опыты по определению частично необратимого изменения проницаемости трещиноватых пород. По данным Абрагаля, оно может достигать 75%. Влияние давления на фазовые проницаемости изучалось И. Фэттом [116]. Им показано, что на относительную фазовую проницаемость песчаников пористостью 15—25% и проницаемостью 110—335 мД повышение внешнего давления до 210 кгс/см2 не оказывало влияния. На рис. 40, а приведены графики изменения абсолютной проницаемости для газа в зависимости от давления, на рис. 40, б — относительной фазовой проницаемости для газа в случае, когда внешнее давление равно атмосферному и 210 кгс/см2, для тех же образцов. Как видно, такая существенная разница в давлении практически не сказалась на относительных фазовых проницаемостях. Большие работы по изучению влияния внешнего давления на относительную проницаемость образцов керна проведены Вильсоном [120]. Керн монтировали в люцитовую оболочку и помещали в специальную камеру. Установка позволяла создавать внешнее давление до 700 кгс/см2 и повышать давление в образце до 350 кгс/см2. Исследования проводились на кернах длиной 5—6 см и диаметром 2—2,5 см. Пористость кернов колебалась от 20 до 26%, проницаемость по воздуху—от 30 до 142 мД, содержание связанной воды в них составляло от 35 до 47%. На рис. 40, в и г показано влияние внешнего давления на относительную фазовую проницаемость для воды и нефти, а также влияние давления жидкости внутри образца. Как видно, кривые относительных фазовых проницаемостей при внешнем давлении равном атмосферному и 350 кгс/см2 отличаются очень незначительно (см. рис. 40, в). При изменении давления жидкости в образце с 2 до 350 кгс/см2 и внешнего с 350 до 700 кгс/см2 (т. е. сохранении такой же разницы в давлении, как и в предыдущем случае) кривые относительных фазовых проницаемостей практически совпадают (см. рис. 40, г). В работе [121] аналогичные результаты получены при исследовании плотных тонкозернистых песчаников газовых месторождений. Кривые относительных фазовых проницаемостей для 85 Рис. 40. Влияние давления на абсолютные фазовые проницаемости, по данным Фэтта (а и б) и Вильсона (в и г) а—зависимость абсолютной проницаемости от давления: 1—k=249 мД, m=15%; 2—k=163 мД, m=24%; 3—k=335 мД, m=25%; 4—k=110 мД, m=22%; б—зависимость относительной фазовой проницаемости от давления: 5 — без внешнего давления; 6 — внешнее давление 210 кгс/см2; в и г — зависимость относительных фазовых проницаемостей от давления: 7,8 — нефть, внешнее давление соответственно 0 и 350 кгс/см2; 9, 10 — вода, внешнее давление 0 и 350 кгс/см2; 11, 12 — нефть, внешнее давление 350 и 700 кгс/см2 и давление жидкости соответственно 2,1 кгс/см2 и 350 кгс/см2; 13, 14— вода, внешнее давление 350 и 700 кгс/см2; давление жидкости 2,1 и 350 кгс/см2 86 газа в зависимости от водонасыщенности при внешнем давлении 7 и 420 кгс/см2 практически одинаковые. На основании данных этих исследований можно сделать вывод, что фазовые проницаемости для нефти и газа не зависят от давления и изменяются с повышением давления так же, как и абсолютные проницаемости. В табл. 12 приведены средние величины, полученные при лабораторных исследованиях проницаемости и пористости пластов, а также плотности и вязкости нефти в зависимости от сжимающего давления. Таблица 12 Средние значения параметров пород и нефтей Таким образом, изменение проницаемости в зависимости от давления необходимо учитывать в основном для трещиноватых пород. Аналитическое описание опытных данных Графики зависимостей пористости и проницаемости от эффективного давления— соответственно k=k(p) и m=m(р) имеют одну и ту же форму, а именно: они представляются кривыми, выпуклыми к осям k/k0 и m/m0. Для этих кривых можно подобрать различные аналитические выражения. Оказалось [9, 27, 74], ,что кривым k=k(p) и m=m(р) с большой степенью точности в значительном диапазоне соответствуют экспоненциальные зависимости где k0, m0 — параметры при стандартном (например, начальном пластовом) давлении p0; k, m— то же при текущем давлении р; ak и am — соответственно коэффициент изменения проницаемости и коэффициент сжимаемости пор, (кгс/см2)-1. 87 К настоящему времени, помимо (7), было предложено несколько аналитических выражений закона изменения проницаемости с изменением сжимающего давления на скелет (а, следовательно, с изменением пластового давления). В работах [9, 40 и 54] предложена следующая степенная зависимость: причем показатель n принимается соответственно равным 2, 4 и 3. В работе [17] использована следующая зависимость: В. М. Добрынин [37] предлагает формулу, связывающую проницаемость с эффективным давлением: где k и k(рэф)—соответственно коэффициент .проницаемости при нулевом эффективном давлении и давлении рэф; βmax — коэффициент максимальной сжимаемости пор; F(рэф) — некоторая. функция эффективного давления; α' — показатель степени, характеризующий структуру поровых каналов для сцементированных песчаников при преимущественно упругой деформации породы α'=—1,25÷1,8. Следует заметить, что все рассмотренные выше опыты исследователей по определению изменения пористости и проницаемости в зависимости от нагрузки на скелет образцов качественно и количественно описывают процессы, происходящие при отборе нефти и при закачке воды в пласты. В незатронутом пласте породы находятся под нагрузкой, равной разнице между горным и пластовым давлениями. При отборе жидкости эта нагрузка увеличивается, а при закачке—уменьшается. Поскольку в лабораторных опытах были реализованы изменения нагрузки на скелет породы от 1 до 600 кгс/см2 и более, можно считать, что в них были смоделированы условия разработки пластов при отборе и закачке жидкостей. При анализе результатов лабораторных опытов установлено, что экспоненциальные зависимости пористости и проницаемости от давления хорошо соответствуют экспериментальным кривым. Индикаторные линии нагнетательных скважин также весьма удовлетворительно выражаются уравнениями экспоненциальной зависимости проницаемости от давления. Это свидетельствует о правомерности использования результатов лабораторных исследований при анализе данных промысловых исследований при повышении и понижении давления. Обработка опытных данных упомянутых выше исследователей приводит к следующим выводам. 88 1. В большинстве случаев экспериментальные кривые довольно точно следуют зависимостям (7), однако для некоторых опытов экспоненте соответствуют только участки кривых. Поэтому для некоторых кривых значения аk в табл. 11 даются ориентировочно, В практике разработки месторождений изменения пластового давления достигают 50—150 кгс/см2, т. е. гораздо меньших значений, чем в опытах. Поэтому экспонента, по-видимому, будет справедлива для всех рассматриваемых случаев. 2. Средний коэффициент сжимаемости пор аm составляет 2·10-4 (кгс/см2)-1. 3. Средний коэффициент изменения проницаемости ak составляет 1,1·10-3 (кгс/см2)-1. 4. Величина коэффициента изменения проницаемости возрастает с увеличением трещиноватости и глинистости пород. Среднее значение ak для трещиноватых образцов составляет 1,7·10-2 (кгс/см2)-1. Для трещиноватых пород средний коэффициент изменения проницаемости ад на порядок больше аналогичного коэффициента для пористых сред. На некоторых образцах отмечалось вообще затухание фильтрации вследствие смыкания трещин. Эти исследования свидетельствуют о том, что при разработке нефтяных пластов с трещиноватыми коллекторами изменения проницаемости весьма существенны. 5. Сравнение значений ak и am для пористых сред по данным Фэтта [116] показывает, что пористость изменяется в меньшей степени, чем проницаемость. На основе анализа данных работы [116] можно прийти к следующему соотношению: К сожалению, такое сравнение для трещиноватых сред мы не можем провести вследствие отсутствия данных для определения am. 6. Исследователями установлено, что при малых эффективных давлениях наблюдаются обратимые деформации, а при превышении некоторой критической величины давления — частично необратимые (область упруго-пластического режима фильтрации) и полностью необратимые (область пластического режима фильтрации). Исследования многих авторов, проведенные при разных эффективных давлениях, позволили выделить два типа пород-коллекторов. К первому типу относятся породы, характеризующиеся обратимым изменением проницаемости при изменениях эффективного давления (песчаники с хорошо отсортированными, скатанными зернами с малым содержанием цемента и обломочных материалов—до 10%). Ко второму типу относятся породы с необратимым изменением проницаемости в зависимости от давления (песчаники с плохо отсортированными зернами со 89 значительным содержанием обломочного и цементирующего вещества, известняки и трещиноватые доломиты). 7. После каждого дополнительного увеличения сжимающего давления коэффициент изменения проницаемости становится все меньше и меньше. 8. Большинство исследователей установило, что влияние внешнего давления на проницаемость и пористость различно для разных пород. Коллекторские свойства чистых высокопроницаемых пород в незначительной степени изменяются с давлением. Наоборот, проницаемость и пористость малопроницаемых плотных коллекторов существенно зависят, от давления. 9. Фазовые проницаемости коллекторов очень мало зависят как от внешнего, так и от эффективного давления. § 4. ВЛИЯНИЕ ГРАДИЕНТА ДАВЛЕНИЯ НА КОЭФФИЦИЕНТ ПОДВИЖНОСТИ В настоящее время доказано [22, 33, 90], что нефти многих месторождений обладают структурно-механическими свойствами, т. е. относятся к неньютоновским жидкостям. Кроме того, проведены исследования [46, 18, 49, 56], показывающие, что процесс фильтрации даже ньютоновских жидкостей в пористой среде с низкими значениями пористости и проницаемости, особенно в глинистом цементе, также подчиняется закономерностям фильтрации неньютоновских жидкостей (рис. 41). В общем случае размеры пор даже для одного образца изменяются в широком диапазоне. Чем меньше размер поровых каналов, тем больше взаимодействие жидкости с пористой средой. Поэтому для пористой среды можно Рис. 41. Зависимость проницаемости от предложить следующую схему фильтрации. градиента давления (по К. А. Коробову и Опыты показывают, что имеется два критических Ю. В. Антипину) градиента давления, из которых первый (начальный) /, 2— номера моделей пласта градиент давления (dp/dх)* соответствует началу движения нефти по самым большим поровым каналам и трещинам. По мере увеличения градиента давления в процесс фильтрации вовлекаются все более мелкие поры, и при втором критическом градиенте давления (dp/dх)** фильтрация происходит по всем основным порам. Значение второго критического градиента давления для разных 90 жидкостей и пористых сред колеблется в широких пределах— от 0 до 0,1 кгс/см2 и более. Для того чтобы происходил процесс фильтрации по единичным поровым каналам, необходимо приложить некоторый минимальный перепад давления, который зависит от предельного напряжения сдвига τ0, длины l и диаметра 2r поровых каналов. Для капилляра цилиндрической формы связь между этими величинами выражается формулой [79] Проанализируем значения l и r. Величины l и r в пористых каналах изменяются в широких пределах. Нефть начинает двигаться в порах с большими радиусами, потом по мере увеличения перепада давления—во все более мелких породах. Получается, что минимальный перепад давления зависит как от свойств жидкости, так и от свойств поровых каналов. Значения предельного напряжения сдвига, по данным В. К. Горбанец [25], для нефтей месторождений Краснодарского края следующие (в дин/см 2): Значения динамического напряжения сдвига, по данным В. В. Девликамова и З. А. Хабибулина [33], для нефтей Таймурзинского месторождения приведены в табл. 13. Таблица 13 Динамическое напряжение сдвига для нефтей Таймурзннского месторождения Давление насыщения, кгс/см2 Динамическое напряжение сдвига, дин/см2 при 22 ºС при 50 °С 53 1,22 0,32 36 0,90 0,21 21 0,76 — Дегазированная нефть 2,51 — В процессе разработки месторождений неньютоновский характер фильтрации нефти и воды приводит к тому, что в отдельных порах, в отдельных пластах (прослоях) и отдельных участках нефть не будет фильтроваться, а, следовательно, будет безвозвратно потеряна. Поэтому изучение неньютоновского 91 характера фильтрации в нефтеносных пластах приобретает чрезвычайно большое значение. Приведем некоторые опытные данные по рассматриваемому вопросу. Зависимость проницаемости от градиента давления изучалась еще в 30-х годах XX в. М. М. Кусаковым, П. А. Ребиндером, К. Е. Зинченко [56] и Ф. А. Требиным [92]. Исследованиями Ф. А. Требина [92] показано, что нефтепроницаемость песков существенно зависит от величины градиента давления. Лабораторные графики зависимости расхода от перепада давления (индикаторные линии) получались вогнутыми к оси расходов. Весьма интересные исследования в этом направлении проведены Энгельгардтом и Туном [125]. В этой работе экспериментально показано, что с изменением градиента давления при фильтрации однородных веществ, не вступающих во взаимодействие с породой — воздух, углеводородные соединения, — проницаемость породы практически не изменяется. Оказалось, что для воды проницаемость очень сильно зависит от градиента давления. По-видимому, наибольшей полнотой обладают экспериментальные исследования венгерского ученого Я. Хорнеша [28, 98]. Для определения кажущейся вязкости асфальтено-смолистых нефтей им была сконструирована специальная установка, которая позволяла наблюдать течение нефти при заданном перепаде давления в пределах от 0,07 до 20 кгс/см2 и заданной температуре—от 96 до 105° С. В качестве модели жидкости использовалась нефть с содержанием асфальтенов от 19 до 20% и смолистых соединений от 23,4 до 41,0%. Опыты проводились на капиллярах диаметром от 0,07 до 0,3 мм, длиной 100 мм, плоских щелях разной раскрытости длиной 100 мм и естественных образцах пористых пород. Результаты опытов, обработанные по формулам Гагена—Пуазейля и Дарси, показали существенную зависимость кажущейся вязкости нефти от градиента давления. Результаты опытов на капиллярах и естественных пористых средах представлены на рис. 42 и 43. Оказалось, что чем больше диаметр капилляра или ширина щели, тем меньше величина кажущейся вязкости зависит от градиента давления. Во всех опытах с увеличением градиента давления значение вязкости уменьшалось и стремилось к постоянному ее значению. Когда из проб нефтей были удалены асфальтены и смолистые соединения, вязкость в опытах на капиллярах оказалась постоянной величиной (рис. 44). Эти опыты показывают, что существенная зависимость кажущейся вязкости нефти от градиента давления обусловлена в основном наличием в нефти асфальтено-смолистых соединений и размерами каналов течения (пор). Можно предположить, что асфальтены и смолы оседают на стенках каналов, а также 92 «застревают» в каналах, что увеличивает их гидравлическое сопротивление. Оседание и «застревание» усиливаются при малых диаметрах каналов и меньших скоростях течения. Эти исследования показали практическое отсутствие начального градиента давления (dp/dх)* и постепенное увеличение коэффициента подвижности при увеличении градиента давления до второго критического значения (dp/dх)**. Исследованиями фильтрации неньютоновских жидкостей занимались М. Г. Алишаев, Г. Г. Вахитов, Шт. Георгице, В. М. Ентов, Ю. М. Молокович, А. X. Мирзаджанзаде, М. Н. Непримеров, М А. Гейман, И. Ф. Глумов, Р. С. Гурбанов, Рис. 42. Зависимость кажущейся вязкости асфальтено-смолистых нефтей от перепада давления на капиллярах Диаметр капилляра: /—0,182 мм; 2— 0,118 мм; 3—0,109 мм; 4—0,071 мм; 5— 0,039 мм- 6 — 0,037 мм Рис. 44. Зависимость кажущейся вязкости безасфальтеновых нефтей для капилляра длиной 10 см и диаметром 0,07 мм от перепада давления при разных температурах: 1 — 105° С; 2—70° С; 3 — 70° С; 4— 105° С; 5 — 105° С Рис. 43. Зависимость кажущейся вязкости асфальтено-смолистых нефтей от перепада давления на естественных пористых средах: / — образец длиной 4,4 см, диаметром 2,1 см; 2 — образец длиной 4,0 см, диаметром 2,1 см. 93 В. В. Девликамов, Н. В. Демин, Ю. П. Кисляков, В. Н. Русских, Б. И. Султанов, И. Е. Фоменко, Р. А. Фридман и др. Характерно, что отсутствует единая точка зрения по вопросу о причинах, вызывающих появление структурно-механических свойств при фильтрации жидкостей, и о зависимости коэффициента подвижности или кажущейся вязкости от градиента давления. Отклонения от линейного характера фильтрации, особенно при малых градиентах давления (скоростях), логично объяснить комплексным влиянием как свойств жидкостей (особенно асфальтено-смолистых), так и размерами и свойствами поровых каналов. Эти отклонения относятся к коэффициенту подвижности жидкости где k/μ, k0/μ0—коэффициент подвижности соответственно при текущем градиенте давления и градиенте давления, равном бесконечности § 5. НАРУШЕНИЕ ЛИНЕЙНОГО ЗАКОНА ПРИ БОЛЬШИХ СКОРОСТЯХ ФИЛЬТРАЦИИ Закон Дарси часто нарушается при высоких скоростях фильтрации в призабойной зоне скважин, особенно при наличии трещин. Нарушение линейного закона еще не означает перехода от ламинарного движения к турбулентному. При скоростях движения, больших определенного критического значения, линейный закон нарушается вследствие сил инерции, которые возникают при непрерывных изменениях направления и величины скорости движения жидкости. Величина этой критической скорости зависит от многих факторов: формы канала, течения, состава фильтрующейся жидкости и т. д. По мере увеличения скоростей фильтрации отклонение от линейного закона увеличивается вследствие перехода ламинарного течения в турбулентное. По данным исследований С. Н. Чижова, проведенных на моделях реальной трещиноватой среды, критические числа Рейнольдса изменяются в пределах от 5 до 60 и более. Это весьма низкие значения. На основании исследований ряда ученых можно считать, что процесс фильтрации жидкости при нарушении линейного закона фильтрации описывается известной двучленной формулой. 94 или При малых дебитах скважин Q влияние инерционного члена С мало по сравнению с влиянием члена, характеризующего вязкостные сопротивления. Поэтому для практики можно считать справедливым линейный закон фильтрации. Отметим, например, что при разработке месторождений Урало-Поволжья и Западной Сибири в эксплуатационных скважинах инерционные сопротивления практически ничтожны. В нагнетательных же скважинах вследствие закачки больших объемов воды скорости фильтрации, особенно в призабойной части пласта, на порядок выше, чем в эксплуатационных скважинах. Это и обусловливает возникновение существенных инерционных сопротивлений. Приведенные оценки показывают, что величина параметра В изменяется в пределах от 0 до 10-4. При больших величинах В дополнительное сопротивление С для нагнетательных скважин начинает превышать вязкостные сопротивления. 95 ГЛАВА III ВЛИЯНИЕ ДАВЛЕНИЯ НАГНЕТАНИЯ НА ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ЗАВОДНЕНИЯ Анализ промысловых данных, приведенных в главе I, позволяет сделать некоторые обобщения о влиянии давления нагнетания на основные показатели заводнения. К ним относятся объем закачиваемой воды, добыча нефти, число скважин, охват процессом вытеснения, характер обводнения. Степень изученности влияния давления в процессе заводнения на перечисленные показатели не одинакова, и для решения ряда вопросов требуются дальнейшие исследования. Тем не менее, обобщение большого фактического материала позволяет выявить характерные особенности заводнения при различных давлениях нагнетания. § 1. ЧИСЛО НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ И ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН И ОБЪЕМ ЗАКАЧКИ ВОДЫ Ранее при проектировании и анализе процесса заводнения считалось, что приемистость нагнетательных скважин прямо пропорциональна давлению нагнетания и что охват процессом вытеснения не зависит от давления. Тогда приемистость одной нагнетательной скважины в ряду равна: где k — коэффициент проницаемости коллектора, который считается постоянным; h — интервал мощности, принимающий воду, также принимается постоянным; ρ и μ— соответственно плотность и вязкость жидкости, Δp — перепад давления; σн — половина расстояния между нагнетательными скважинами в ряду; Rн—радиус нагнетательной скважины; К—коэффициент приемистости. Перепад давления где рн—давление на забое нагнетательной скважины; pлн— давление на линии нагнетания. Суммарное количество закачиваемой воды где N — число нагнетательных скважин. 96 Однако, как было показано выше, фактически зависимость приемистости от давления нагнетания значительно сложнее, так как в общем случае она является нелинейной функцией, что связано с изменением коллекторских свойств и подключением новых продуктивных интервалов с ростом давления, т. е. где Δu — функция давления. Изменение проницаемости с изменением давления и непостоянство мощности, принимающей воду, существенно сказывается на объеме закачки воды и требуемом числе нагнетательных скважин. При нелинейной зависимости приемистости от давления нагнетания для закачки одного и того же объема воды при более высоком давлении потребуется меньшее число скважин. Следует отметить, что это относится к непрерывным и достаточно однородным пластам. В неоднородных коллекторах при проектировании часто число нагнетательных скважин диктуется выбранной системой разработки и особенностями геологического строения продуктивных пластов. Например, на месторождениях Пермской области для рядных систем расстояние между нагнетательными скважинами составляет 300—600 м в зависимости от степени неоднородности коллекторов. В этом случае при одном и том же числе нагнетательных скважин повышение давления нагнетания позволяет существенно увеличить объемы закачки воды и обеспечивает прирост добычи нефти больше, чем можно было ожидать, исходя из зависимости (16), когда приемистость считается линейной функцией давления. Эта особенность процесса заводнения существенно расширяет экономически выгодные пределы повышения давления нагнетания. В многопластовых объектах при совместной разработке коллекторов различной характеристики вопрос о числе нагнетательных скважин необходимо решать исходя не только из необходимости закачки заданного объема воды, но и вовлечения в раз-, работку всех вскрытых продуктивных интервалов. Для этого давление на забоях нагнетательных скважин должно быть выше критического давления раскрытия трещин самого прочного (и, как правило, наименее проницаемого) интервала разреза. Если это условие требует очень высоких давлений нагнетания, нецелесообразных для разработки высокопроницаемых пластов разреза, то закачку в плотные и высокопроницаемые коллекторы нужно вести отдельно. Как показала практика, наиболее эффективно бурение специальных нагнетательных скважин для воздействия на те интервалы разреза, для которых требу97 ются очень высокие давления нагнетания, так как при этом проще обеспечить повышенные технические требования в отношении конструкции скважины, качества цементажа и т. д. Возможность раздельной закачки воды в плотные и высокопроницаемые коллекторы многопластового объекта в первую очередь зависит от особенностей геологического строения. Если в пределах продуктивной толщи нет хороших разделов между прослоями различной характеристики, то осуществить раздельную закачку воды при различных давлениях нагнетания очень трудно, и тогда обычно воду закачивают при одном режиме во все продуктивные интервалы. Дифференцированный подход к давлению нагнетания с целью более полной выработки запасов нефти безусловно увеличивает необходимое число нагнетательных скважин по сравнению с более идеализированной схемой, когда охват воздействием при заводнении считается не зависящим от давления нагнетания. Влияние давления нагнетания на суммарный объем закачиваемой воды видно на примерах разработки залежей Пермской области, описанных в главе I. Вопрос о числе эксплуатационных скважин в связи с давлением нагнетания решается значительно сложнее. В имеющихся работах о влиянии давления нагнетания на число эксплуатационных скважин считалось, что охват процессом вытеснения не зависит от давления нагнетания и что прирост текущей добычи в непрерывном пласте прямо пропорционален разнице между давлениями на линиях нагнетания и отбора. В литературе приводится много данных расчетов по такой методике [62, 87]. Рассмотрим в такой постановке простейший пример для элемента однородного линейного пласта при трехрядной системе размещения скважин для следующих условий: мощность пласта 10 м, проницаемость 0,5 Д, ширина полосы 4800 м, расстояние от линии нагнетания до первого ряда 1200 м, расстояние между рядами 600 м, забойное давление в эксплуатационных скважинах 90 кгс/см2, давление на линии нагнетания при одном режиме 175 кгс/см2, при другом — 250 кгс/см2. Результаты расчетов по методике Ю. П. Борисова [16] приведены в табл.14. Естественно, повышение давления нагнетания приводит к росту добычи нефти. Однако увеличение добычи может быть получено также за счет дополнительного бурения эксплуатационных скважин в рядах и новых эксплуатационных рядов на уплотнение. И тем не менее эти два мероприятия совершенно неравноценны. При рядной системе расположения скважин отборы из эксплуатационных рядов уменьшаются по мере удаления их от линии нагнетания. Уплотнение эксплуатационных скважин приводит к еще большей экранизации удаленных рядов и диспропор98 ции отборов. Так, если при плотности в зоне отбора 48 га/скв III ряд давал 16,2% общего отбора, то при плотности 12 га/скв доля его составляла только 4,7% общего отбора. Следовательно, при рядной системе размещения скважин в непрерывном однородном пласте повышение давления нагнетания может обеспечить не только высокую добычу нефти, но и более равномерное распределение отборов по площади при более редкой сетке скважин по сравнению с вариантами, предусматривающими уплотнение эксплуатационных скважин. В реальных условиях все коллекторы нефти в той или иной степени неоднородны. Даже если учесть, что в неоднородном пласте эффект интерференции сказывается меньше и прирост добычи нефти за счет уплотнения скважин может быть более ощутимым, принципиально особенность влияния давления нагнетания и уплотнения сетки скважин на распределение отборов по площади при рядной системе в непрерывном пласте остается в силе. При этом нелинейный характер зависимости приемистости от давления, типичный для основных нефтедобывающих районов Советского Союза, еще больше повышает роль давления нагнетания в увеличении добычи нефти. До сих пор во всех работах по оценке влияния давления нагнетания на добычу нефти и число эксплуатационных скважин не учитывалось то качественно новое явление, о котором говорилось выше, а именно: изменение с давлением нагнетания охвата процессом вытеснения. Фактические данные показывают, что при давлениях нагнетания ниже критического нефтяные коллекторы воду не принимают. В этом случае даже очень большое уплотнение сетки эксплуатационных скважин и изменение режима их работы не может обеспечить такой же прирост добычи нефти и охват вытеснением, как давление нагнетания выше критического для данного коллектора. Таким образом, бурение дополнительных эксплуатационных скважин и повышение давления нагнетания не взаимозаменяе99 мы в отношении вовлечения в разработку запасов нефти. Эффекты от повышения давления нагнетания и уплотнения сетки эксплуатационных скважин сопоставимы только в том случае, если оба эти мероприятия обеспечивают подключение в работу одних и тех же продуктивных интервалов. Особенно сложно решается вопрос о необходимом числе скважин в неоднородных и прерывистых коллекторах. В этих условиях решающим фактором является полнота охвата процессом вытеснения не только по мощности, но и по площади и необходимый фонд нагнетательных и эксплуатационных скважин и их размещение определяются в первую очередь геологическими особенностями объекта. Как правило, сильно прерывистые коллекторы имеют и большую неоднородность и худшие коллекторские свойства. Как уже говорилось, чтобы обеспечить условия поступления воды в любой пласт, давление нагнетания должно быть выше критического для этого пласта. Следовательно, и в прерывистых неоднородных коллекторах положительный эффект от бурения дополнительных скважин с целью увеличения охвата также будет получен только при условии, что на забоях нагнетательных скважин будет поддерживаться давление выше критического, которое в плотных коллекторах обычно больше, чем в высокопроницаемых. Следует остановиться на одном чрезвычайно важном вопросе, связанном с применением высоких давлений нагнетания. Как показывает практика, эффект от повышения давления нагнетания реализуется: а) в повышении дебитов эксплуатационных скважин при увеличении перепада давления за счет роста давления в зоне нагнетания при постоянстве или небольшом увеличении давления в зоне отбора; при этом увеличивается добыча нефти при сохранении нормальных условий работы эксплуатационных скважин. Пример такой разработки — Ромашкинское месторождение; б) в повышении пластового давления, как в зоне нагнетания, так и в зоне отбора. Ярким примером этого является разработка Асюльского месторождения, на котором пластовое давление в районе эксплуатационных скважин повышалось до уровня критического. Как правило, повышение пластового давления в зоне отбора является не самоцелью, а следствием недостаточных отборов из эксплуатационных скважин. Повышение пластового давления до критического в районе эксплуатационных скважин в коллекторах со значительной естественной трещиноватостью, как показывает практика, приводит к резкому ухудшению показателей разработки из-за интенсивного обводнения скважин. В этом случае может оказаться целесообразным бурение дополнительных эксплуатационных скважин для обеспечения более высоких отборов при повышении давления нагнетания. 100 § 2. ОХВАТ ПРОЦЕССОМ ВЫТЕСНЕНИЯ И ПРИЕМИСТОСТЬ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН Анализ фактических данных показывает, что во всех основных нефтедобывающих районах Советского Союза (Татария, Башкирия, Куйбышевская и Пермская области, Западная Сибирь, Западный Казахстан и др.) при существующих режимах нагнетания воды охват заводнением по мощности в нагнетательных скважинах неполный. По этим же районам установлено, что с повышением давления нагнетания мощность, принимающая воду, как правило, увеличивается, а при снижении давления уменьшается. Причем существует минимальное давление нагнетания, ниже которого вода в коллектор не поступает. В главах I и II показано, что коллектор данной характеристики и при данных условиях залегания начинает принимать воду при давлениях нагнетания, соответствующих давлению раскрытия или образования трещин в самом слабом по механической прочности интервале. Это давление названо нами первым критическим давлением р*. Для многих продуктивных отложений и в первую очередь для девонских пластов Урало-Поволжья значения первого критического давления для наиболее проницаемых и монолитных песчаников близко к гидростатическому. Именно этим обстоятельством объясняется возможность осуществления заводнения в 50-х годах при низких давлениях нагнетания (до 50 кгс/см2 на устье) на месторождениях Куйбышевской области, Туймазинском, Ромашкинском и др., где глубина залегания продуктивных отложений составляет 1700—2000 м. Таким образом, нижним пределом первого критического давления является гидростатическое, составляющее для большинства продуктивных пластов районов Урало-Поволжья примерно 0,4 вертикального горного. В то же время на всех месторождениях имеются нагнетательные скважины, которые при существующих режимах закачки воду не принимают, несмотря на проведенный комплекс воздействия на призабойную зону (гидроразрыв и другие мероприятия). Как указывалось, наибольшие давления нагнетания по отношению к вертикальному горному в настоящее время достигнуты на Ромашкинском месторождении и месторождениях Пермской области. Исследования, проведенные на этих месторождениях при давлениях нагнетания, доходящих до вертикального горного, свидетельствуют о том, что даже при таких высоких давлениях имеются пласты и прослои, не принимающие воду, для которых первое критическое давление больше 0,8—1,0 вертикального горного. 101 Данные разработки месторождений Пермской области и Белоруссии показывают, что имеется второй предел давления нагнетания, который мы называем вторым критическим давлением р**. До второго критического давления охват заводнением по мощности в призабойной зоне скважин с ростом давления нагнетания увеличивается и в разработку вовлекаются новые интервалы разреза. После превышения второго критического давления возможно выключение отдельных интервалов в разрезе вследствие резкого увеличения приемистости какой-то части разреза и «задавливания» других интервалов. При этом снижение охвата по мощности может быть или только в призабойной зоне скважин, что наблюдается в однородном пласте, или в удаленной зоне, когда выключаются изолированные интервалы разреза. В последнем случае превышение второго критического давления может привести к уменьшению запасов нефти, вовлекаемых в разработку. По имеющимся фактическим данным и, в частности, по месторождениям Пермской области (глава I) второе критической давление близко к вертикальному горному или выше его. На рис. 45 дается обобщенный график зависимости охвата по мощности от давления нагнетания (по промысловым данным). На этом графике приведена также типичная кривая изменения приемистости в зависимости от давления. Как указывалось выше, увеличение мощности, принимающей воду, с ростом давления нагнетания и нелинейный характер зависимости приемистости от давления в первую очередь объясняются следующими причинами; а) подключением пластов и прослоев многопластового объекта при превышении первого критического давления (для данного пласта), которые, по результатам исследования расходомерами, при более низких давлениях нагнетания воду не принимают; б) изменением проницаемости коллектора с ростом давления. На рис. 46 схематично показано влияние этих факторов на охват и приемистость. Рассматривается пласт, состоящий из трех самостоятельных пропластков, отделенных друг от друга непроницаемыми перемычками и имеющих непроницаемую кровлю и подошву. Наилучшие коллекторские свойства и наименьшую прочность имеет прослой 1, наихудшие свойства и наибольшую прочность—прослой 3, прослой 2 имеет промежуточную характеристику, т. е. 102 При совместной разработке всех трех прослоев поступление воды в скважину начнется при достижении на забое нагнетательной скважины рн≥р1* при этом воду будет принимать только прослой 1. Остальные два в разработке участвовать не будут. При повышении давления нагнетания до рн≥р2* и дальше до р3* будут созданы условия для поступления воды в прослои 2 и 3, при давлении, равном или большем р3* воду будет принимать вся вскрытая продуктивная толща. Рис. 45. Обобщенный график зависимости мощности интервалов, принимающих воду, и приемистости нагнетательной скважины от давления нагнетания: ћ=h/hэф— охват по мощности; q1— приемистость при первом критическом давлении р*; q — приемистость при давлении нагнетания рн; q=q/q1 — относительная приемистость Рис. 46. Влияние изменения проницаемости коллектора и мощности интервалов пласта, принимающих воду, на приемистость нагнетательных скважин, 1—3 — приемистость прослоев 1- 3; 4 — общая приемистость; 5 — мощность интервалов пласта, принимающих воду В главе II было показано, что проницаемость коллектора зависит от давления: с повышением давления она увеличивается, в первую очередь за счет раскрытия трещин под действием давления. Проницаемость поровой части коллектора тоже возрастет. Судя по данным лабораторных исследований, более плотные породы реагируют на изменение давления сильнее, чем высокопроницаемые. Поэтому коэффициент ее, учитывающий изменение проницаемости в зависимости от давления, для прослоя 1 будет существенно меньше, чем для прослоя 3. На рис. 46 показана приемистость каждого прослоя и общая с учетом увеличения проницаемости с ростом давления и подключения прослоев. Такая кривая соответствует типичным ин103 дикаторным кривым для нагнетательных скважин, вогнутым к оси приемистости. Принципиальным в изучении влияния давления нагнетания является вопрос об охвате процессом вытеснения объема пласта в целом. По промысловым данным, условия приращения мощности с ростом давления нагнетания можно подразделить на два вида, а именно: 1) подключение в работу пластов и прослоев, отделенных от других непроницаемыми перемычками и не принимающих воду при более низких давлениях нагнетания (схема слоистого пласта); 2) расширение интервалов мощности пласта (прослоя), принимавшего воду и при более низких давлениях: а) в достаточно однородном пласте; б) в одном пласте, представленном прослоями различной проницаемости, но сообщающихся между собой на протяжении от нагнетательной до эксплуатационной скважины (схема слоисто-сообщающегося пласта). Хотя в действительности условия залегания и прерывистости сложнее и многообразнее, такая схематизация позволяет оценить влияние давления нагнетания на охват для крайних случаев неоднородности. При заводнении одного однородного пласта с хорошей гидродинамической связью неполный охват в призабойной зоне нагнетательной скважины можно рассматривать как несовершенство скважины по степени вскрытия. Во многих работах показано, что при неполном вскрытии однородного пласта на небольшом удалении фронт продвижения воды расширяется вплоть до охвата вытеснением всего пласта от кровли до подошвы. По аналогии в однородном пласте, несмотря на неполный охват по мощности в нагнетательных скважинах, в эксплуатационных скважинах можно получить приток и из всей мощности пласта. К настоящему времени по ряду месторождений имеются данные по расчету коэффициентов нефтеотдачи с учетом определения работающих интервалов в нагнетательных и эксплуатационных скважинах. В ряде случаев расчетные коэффициенты нефтеотдачи оказались ниже фактических. Следовательно, охват вытеснением пласта в целом был лучше, чем определенный расходомерами и дебитомерами по скважинам. Известны также факты, по данным бурения новых скважин, что при низком охвате в соседних нагнетательных скважинах на небольшом расстоянии от них установлена высокая выработка нефти по всей мощности в относительно однородном и мощном пласте. Так, например, для относительно однородных пластов яснополянской залежи Ярино-Каменноложского месторождения показано, что 104 на участках, где, согласно расходограмм, вода поступает лишь в 50—70% вскрытой перфорацией мощности, по результатам обработки БКЗ в новых скважинах выработка идет по всему разрезу. Аналогичные данные имеются и по другим месторождениям. В то же время промысловая практика дает и диаметрально противоположные данные, когда бурение скважин между нагнетательными и эксплуатационными в так называемой промытой зоне" выявляло неполный охват процессом вытеснения и интервалы с невыработанной нефтью. В общем случае, учитывая неоднородность реальных пород-коллекторов в нагнетательных скважинах, нужно стремиться к наиболее полному охвату по мощности каждого продуктивного пласта. При совместной разработке несообщающихся между собой пластов и прослоев роль давления нагнетания в охвате всех запасов нефти процессом вытеснения неизмеримо возрастает. Можно утверждать, что если при низком давлении нагнетания прослой, отделенный от соседних непроницаемыми перемычками, воду не принимает, то без повышения давления нагнетания выше первого критического для этого прослоя разработка его возможна только на режиме естественного истощения и независимо от срока разработки и степени уплотнения скважин нефтеотдача будет очень низкой. Вовлечение таких прослоев в разработку за счет повышения давления нагнетания приведет к росту добычи нефти, более полному охвату запасов процессом вытеснения, а на участках, уже сильно обводненных по другим пластам, также и к снижению общей обводненности за счет дополнительного притока нефти из подключаемых в работу полностью нефтенасыщенных коллекторов. Таким образом, минимальные дополнительные запасы нефти, вовлекаемые в разработку при повышении давления нагнетания, равны запасам, заключенным в изолированных прослоях, не принимавших воду при более низких давлениях нагнетания. При этом все сказанное относительно охвата запасов единичного пласта справедливо и для каждого прослоя слоистого пласта. Следовательно, достижение наиболее полного охвата воздействием в нагнетательных скважинах за счет повышения давления нагнетания выгодно при любых условиях залегания коллекторов. Поэтому одним из технологических критериев повышения давления нагнетания является достижение наиболее полного охвата по мощности всех вскрытых продуктивных интервалов в нагнетательных скважинах. В порядке значимости первой задачей является обеспечение условий для подключения всех вскрытых продуктивных интервалов, независимо от величины мощности, принимающей воду по каждому интервалу. Для этого давление на забое нагнетательной скважины должно превышать первое критическое давление каждого из изолированных пропластков. 105 Как уже говорилось, в высокопроницаемых и мощных коллекторах это условие обеспечивается при относительно низких давлениях, часто близких к гидростатическому. Для плотных менее проницаемых коллекторов требуются более высокие давления нагнетания, часто доходящие на забоях нагнетательных скважин до вертикального горного. Второй задачей является достижение наиболее полного охвата воздействием каждого вскрытого продуктивного интервала. Пределом повышения давления при этом можно считать второе критическое давление при условии, если происходит отключение изолированных прослоев и снижение охвата выработкой за счет преимущественного движения воды по трещинам в зоне разработки. Необходимость применения высоких давлений нагнетания часто диктуется не стремлением повысить добычу нефти, а невозможностью закачки технической воды в плотные коллекторы при более низких давлениях. Так, например, на Ольховском и Асюльском месторождениях Пермской области скважины практически не принимают техническую воду при давлениях ниже 0,8—0,9 вертикального горного. Особенно сложные условия разработки при заводнении возникают, когда в пределах вскрытой продуктивной толщи разница между минимальным значением первого критического давления для одних интервалов и второго критического давления для других невелика. Так, на упомянутом выше Асюльском месторождении минимальные значения первого критического давления для наиболее проницаемых интервалов составляют 0,7—0,8, а второго критического— 1,0 вертикального горного, т. е. интервал, в пределах которого можно варьировать давлением нагнетания, довольно небольшой. Для сравнения по горизонту ДI Ромашкинского месторождения минимальные значения первого критического давления составляют 0,4 вертикального горного, а второго критического больше него. В этом случае условия для управления процессом заводнения более благоприятные. Оценка влияния давления нагнетания на величину извлекаемых запасов является одним из основных вопросов рассматриваемой проблемы. Для каждого конкретного месторождения он должен решаться комплексно по результатам исследования скважин расходомерами и дебитомерами при различных давлениях нагнетания и детального изучения геологического строения объекта. § 3. ХАРАКТЕР ОБВОДНЕНИЯ Одним из чрезвычайно важных вопросов является влияние давления нагнетания на характер обводнения. Этот вопрос изучен значительно хуже в связи с тем, что объекты, где достигнуты наибольшие давления нагнетания, находятся еще на той ста106 дии разработки, когда трудно делать категорические выводы. В то же время многие специалисты высказывают опасения, что повышение давления нагнетания до горного резко усилит влияние неоднородности коллекторов и приведет к быстрому обводнению скважин. Результаты лабораторных, теоретических и промысловых исследований дают возможность высказать следующие соображения. Обводнение при разных давлениях нагнетания будет протекать различно в чисто пористых коллекторах и в коллекторах с естественными или искусственно созданными трещинами. В чисто пористых коллекторах подключение новых продуктивных интервалов с ростом давления нагнетания во всех случаях должно приводить к уменьшению обводненности добываемой нефти, так как в разработку будут вовлекаться дополнительные запасы, и в эксплуатационных скважинах увеличится приток безводной нефти из интервалов, ранее не охваченных заводнением. Однако, как было показано выше, коллекторы нефти характеризуются той или иной степенью трещиноватости. Кроме того, в пористом коллекторе могут образоваться трещины при превышении критического для данной породы давления. Поэтому в действительности процессы вытеснения нефти водой при различных давлениях нагнетания протекают значительно сложнее, чем в однородном пористом коллекторе. Лабораторные исследования показывают, что длительная фильтрация воды, содержащей хоть и небольшое количество механических примесей, невозможна через пористую среду. Это означает, что через небольшое время, исчисляемое иногда днями, иногда однимдвумя месяцами, вся поверхность пористой среды, вскрытой стволом скважины, загрязняется механическими примесями, и расход воды через стенки скважины будет незначительным. Следовательно, если скважина воду принимает, то при данном режиме заводнения уже имеются раскрытые трещины в каком-либо продуктивном интервале вскрытой мощности. В связи с этим следует отметить, что часто встречающееся в литературе утверждение о недопустимости повышения давления выше давления раскрытия трещин является ошибочным, так как независимо от нашего желания при нагнетании технической воды трещины уже открыты и служат основными путями сообщения ствола скважины с пластом. И поскольку заводнение успешно осуществляется на промыслах Советского Союза десятки лет и этот способ воздействия на пласт оказался очень эффективным, трещины, раскрывающиеся под действием давления нагнетаемой в пласт жидкости, в определенных условиях не оказывают отрицательного влияния на процесс заводнения. В соответствии с изложенным в главе I можно представить следующие типичные условия выработки нефти при заводнении 107 с учетом влияния трещин. В зависимости от проводимости и протяженности трещин в пористом коллекторе условно можно подразделить их на три группы: 1) трещины естественные или искусственно созданные небольшой протяженности; 2) трещины естественные большой протяженности, сомкнутые при начальном пластовом давлении; 3) трещины естественные большой протяженности, раскрытые при начальном пластовом давлении. В реальных условиях вследствие изменчивости литологии, коллекторских и механических свойств пород в пределах одной залежи могут быть участки с преобладанием в пористом коллекторе трещин любой из перечисленных выше групп. Исходя из изложенного в главах I и II сам факт, что нагнетательная скважина длительное время принимает техническую воду, свидетельствует о наличии раскрытых трещин в какой-то части вскрытого скважиной разреза. При наличии трещин небольшой протяженности даже с высокой проводимостью (первая группа) характер вытеснения нефти водой практически не отличается от процессов, наблюдаемых в пористых коллекторах. Скорость продвижения ВНК, характер обводнения скважин, охват процессом вытеснения также будут аналогичными. При повышении давления нагнетания протяженность таких трещин может увеличиваться, однако она почти всегда неизмеримо меньше расстояния между скважинами. К залежам, на которых преобладающими являются коллекторы с искусственными трещинами небольшой протяженности, можно отнести яснополянскую залежь нефти Ольховского месторождения, для которого сведения о давлении разрыва и устойчивости приемистости нагнетательных скважин были приведены в главе II. Данные об освоении нагнетательных скважин, скоростях продвижения индикаторов, характере обводнения для горизонта ДI Ромашкинского месторождения также дают основание предполагать, что степень трещиноватости и ее роль в процессе вытеснения на этом месторождении незначительны. Повышение давления на забоях нагнетательных скважин от 0,6 до 0,8 и даже 0,9 вертикального горного приводит к расширению работающих интервалов и подключению новых, увеличению приемистости и добычи нефти при одновременном снижении обводненности. Следует подчеркнуть, что пластовое давление в зоне отбора при этом по основным площадям было ниже или близко к начальному. Если трещины второй группы имеют небольшую проводимость, то их влияние на процесс обводнения также несущественно. Так, например, несмотря на установленные, по данным закачки индикаторов, факты о наличии прямой связи по трещи108 нам между скважинами и огромных скоростях движения воды по трещинам, большинство эксплуатационных скважин на месторождении Пермской области длительное время работает практически без воды, хотя на них поддерживаются давления нагнетания, превышающие первое критическое. Это свидетельствует о том, что в общем объеме пласта, по которому происходит фильтрация жидкости, доля потока по трещинам (при пластовом давлении, не превышающем начальное) весьма мала. Сказанное подтверждается практикой разработки, например, южной части Осинского месторождения, залежи среднего карбона Ярино-Каменноложского месторождения и др., о чем подробно сказано в главе I. При наличии трещин небольшой проводимости наблюдается связь между режимом закачки и обводненностыо. Но поскольку количество воды, двигающееся по трещинам, мало, это не может существенно сказаться на характере обводнения. Так, на залежи нефти среднего карбона Ярино-Каменноложского месторождения, на котором с помощью индикаторов установлена связь между скважинами, каждое повышение давления нагнетания в широком диапазоне (от 0,6 до 0,9 вертикального горного) сопровождалось кратковременным увеличением обводненности продукции, которая впоследствии быстро снижалась. Это связано с тем, что в момент повышения давления проводимость трещин увеличивалась, и по ним в эксплуатационные скважины поступало больше воды. Затем воздействие более высокого давления распространялось на всю продуктивную толщу, за счет чего увеличивался охват процессом вытеснения больших запасов, что обеспечивало дополнительный приток нефти в эксплуатационные скважины и снижение обводненности. Существенное влияние на характер обводнения скважин могут оказывать естественные трещины большой протяженности и проводимости. Среди них могут быть трещины, открытые при начальном пластовом давлении, и трещины, которые раскрываются в процессе разработки. Трещины относительно большой раскрытостии протяженности, характеризующиеся очень высокой проницаемостью, могут проявить себя только тогда, когда они подсечены одновременно нагнетательными и эксплуатационными скважинами или когда связь между парами этих скважин и трещинами высокой раскрытости поддерживается через систему микротрещин. Как правило, такие пары скважин выявляются на хорошо разбуренных месторождениях, так как вероятность вскрытия одной трещины двумя скважинами невелика. При попадании эксплуатационных и нагнетательных скважин на такие трещины между ними обнаруживается исключительно четкая и быстрая связь. Пример такой активной связи приведен в работе [101] для скв. 1 и 126 Асюльской площади Батырбайского месторождения: изменение давления нагнетания в скв, 1 практически мгно109 венно сопровождалось аналогичными колебаниями давления на устье эксплуатационной скв. 126, находящейся на расстояний 1000 м от скв. 1. Как правило, основная связь между скважинами осуществляется по системе трещин различной раскрытости, причем среди них трещины относительно большой раскрытости (проницаемости) не играют определяющей роли в характере фильтрации жидкости до создания в пласте определенных величин давления и депрессий. Существование в пласте трещин, сообщающих забои нагнетательных и эксплуатационных скважин, выявляется при закачке индикатора. Скорости движения индикатора получаются на 2—3 порядка выше скорости движения основного фронта обводнения. Так, на Осинском месторождении скорость продвижения фронта обводнения составляет 20—100 м/мес, в то время как скорость движения индикатора 7300—44 400 м/мес, на Асюльском месторождении скорости движения основного фронта обводнения и индикатора составляют соответственно 8— 40 м/мес и 14400—37000 м/мес; на Альметьевской площади Ромашкинского месторождения 0,2—0,35- м/мес против 144— 475 м/мес [96]. При наличии связи скважин по системе трещин большой проводимости устанавливается четкая зависимость между давлением нагнетания, объемами закачиваемой воды, дебитом и обводненностью в эксплуатационных скважинах. На рис. 8 было показано изменение обводненности продукции скв. 161 и 188 Осинского месторождения в зависимости от давления нагнетания и объемов закачиваемой воды в скв. 195. Скв. 161 и 168 расположены к северу от скв. 195 на одной линии с последней соответственно на расстоянии 350 и 700 м от нее. По-видимому, эти скважины связаны единой системой трещин, так как динамика обводненности эксплуатационных скважин полностью соответствует во времени изменению давления нагнетания. На рис. 9 было представлено изменение обводненности продукции от давления нагнетания скв. 227 (Осинское месторождение). Временное прекращение закачки в скважины северного нагнетательного ряда на Осинском месторождении в сентябре — октябре 1972 г. обусловило в это время снижение обводненности продукции близлежащих эксплуатационных скважин (скв. 192 и 182) соответственно с 25—22 и 33% до 0,6—1,8%. Столь быстрое снижение обводненности продукции не может быть объяснено только перераспределением потоков в пласте. На этом месторождении наблюдались примеры, когда после прекращения закачки в нагнетательные скважины, расположенные поблизости, полностью обводненные эксплуатационные скважины начинали работать с высоким содержанием нефти в про110 дукции. Так, из скв. 445, которая с февраля по август 1972 г. давала чистую воду, после прекращения закачки в близкорасположенные нагнетательные скважины с сентября по ноябрь 1972 г. отбиралась продукция с 50% нефти. По-видимому, и в данном случае наряду с изменением направлений потоков к скважине на уменьшении обводненности продукции сказалось уменьшение раскрытости трещин вплоть до полного их «отключения». В связи с тем, что естественная трещиноватость в пластах обычно имеет ярко выраженную направленность, обводнение скважин носит избирательный характер. Так, на Константиновской площади Батырбайского месторождения (рис. 47) от северного нагнетательного ряда (забойные давления на 10—12% превышали вертикальное горное) были отмечены случаи очень быстрого обводнения эксплуатационных скважин по направлениям естественной трещиноватости (с юга на север). Характерно, что скважины, удаленные на 400— 500 м от нагнетательных, но расположенные к западу и востоку от них, обводняются значительно позже, чем скважины, удаленные от нагнетательных на 700—800 м, но расположенные к северу и югу от них. Например, отмечено быстрое обводнение скв. 225 и 388, расположенных на расстоянии 700 м от нагнетательного ряда. Через месяц после начала закачки Рис. 47. Схема расположения скважин одного в нагнетательную скв. 499 обводненность скв. 225 из участков Константиновской площади: составила 50% (вода опресненная, плотность 1,009 г/см3). 1 — скважины эксплуатационные; 2 — скваВ эксплуатационной скв. 388 через два месяца после жины нагнетательные начала закачки воды в нагнетательную скв. 499 обводненность возросла до 32%, а через 3 месяца она обводнилась полностью. Дебит этих скважин перед появлением воды составлял 6—7 м3/сут, т. е. их обводнение было обусловлено не интенсивным дренированием пласта, а прорывом вод по трещинам. В то же время эксплуатационная скв. 294 давала безводную нефть спустя 10 месяцев после начала нагнетания воды в соседнюю нагнетательную скв. 233, расположенную на расстоянии 500 м. Скв. 497 также давала безводную нефть спустя год после начала закачки воды в соседнюю нагнетательную скв. 498. Отличительные особенности обводнения скважин при раз111 личном давлении нагнетания и наличии в пласте трещин большой протяженности наиболее ярко обнаружились при анализе разработки Осинского месторождения (см. гл. I). На этом месторождении процесс заводнения протекал наиболее эффективно в блоках, где давление на забое нагнетательных скважин составляло 0,73—0,87 вертикального горного. В блоках с более высокими давлениями нагнетания из-за раскрытия трещин на значительном расстоянии от нагнетательных скважин наблюдались преждевременные прорывы воды к эксплуатационным скважинам и снижался охват процессом вытеснения. На основании анализа промысловых данных на рис. 48 приведены типичные зависимости накопленной добычи нефти и отбора жидкости при повышении давления нагнетания для разных типов коллекторов. Характер обводнения на рис. 48, а соответствует объектам, в которых искусственно образованные или естественные трещины в районе нагнетательных скважин имеют небольшую протяженность по сравнению с расстоянием между скважинами. При повышении давления нагнетания до вертикального горного темп обводнения уменьшается за счет вовлечения в разработку запасов нефти, не охваченных до этого процессом вытеснения. Рис. 48, б соответствует объектам, в которых имеются естественные трещины большой протяжённости, сопоставимые с расстояниями между нагнетательными и эксплуатационными скважинами, но малой проводимости. В момент повышения давления обводнение за счет опережения продвижения воды по трещинам сначала возрастает, затем, при подключении в разработку дополнительных запасов нефти, снижается. На рис. 48, в показан характер обводнения объектов, где Рис. 48. Зависимость накопленной добычи нефти от добычи жидкости при повышении давления нагнетания и раскрытии в поровом коллекторе трещин: а — небольшой протяженности в районе нагнетательной скаажи-ны; б — большой протяженности, но малой проводимости; в — большой протяженности и проводимости; /—добыча при повышенном давлении; 2 -— добыча при низком давлении; / — момент повышения давления нагнетания 112 нагнетательные и эксплуатационные скважины соединяются через трещины большой проводимости, но частично сомкнутые при начальном пластовом давлении. Повышение давления до вертикального горного на забоях нагнетательных скважин приводит к большему раскрытию трещин и прорыву по ним воды, что резко увеличивает обводнение. До сих пор раскрытие трещин в процессе заводнения связывалось только с повышением давления нагнетания. Практика разработки месторождений Пермской области [101] позволила выявить влияние другого не менее важного фактора — пластового давления в зоне отбора. При повышении давления нагнетания в. коллекторах, обладающих естественной трещиноватостью, в зависимости от степени раскрытости и протяженности трещин, как было показано выше, возможно опережающее продвижение воды по ним и преждевременное обводнение скважин. Причем, если в поровом коллекторе основные потери давления происходят в призабойной зоне, то при трещинах большой проводимости высокие давления могут передаваться на значительные расстояния и приводить к росту давления не только в зоне нагнетания; но и по пласту в целом. На большинстве месторождений СССР это давление используется для повышения отборов жидкости. Однако в ряде случаев по различным причинам отборы из эксплуатационных скважин ниже их потенциальных возможностей, в связи с чем наблюдается рост пластового давления в зоне отбора. При осуществлении заводнения под высоким давлением нагнетания в этом случае отмечается постепенное расширение области, в которой пластовое давление превышает не только начальное, но и давление раскрытия трещин. В результате из-за разгрузки горного давления раскрытость трещин увеличивается на больших расстояниях от нагнетательных рядов. При этом роль трещин в процессе вытеснения нефти водой также определяется их проводимостью. Следует подчеркнуть, что протяженность трещин, раскрывающихся при повышении пластового давления в зоне отбора, и площадь их распространения могут быть очень значительными. Влияние пластового давления на характер обводнения до настоящего времени изучено недостаточно, но необходимость учета его при разработке не вызывает сомнений. Примером этого служит опыт разработки Асюльского месторождения (см. гл. I), на котором среднее пластовое давление в зоне отбора было повышено со 144 кгс/см2 (0,4 вертикального горного) до 230—290 кгс/см2 (0,6—0,8 вертикального горного). В этом случае реакция эксплуатационных скважин на изменение режима закачки воды была особенно заметной. Так, на Асюльской площади (см. рис. 24) рост пластового давления в районе эксплуатационной скв. 122 выше начального 113 (144 кгс/см2) при закачке воды в скв. 1 практически одновременно сопровождался резким увеличением обводненности продукции скв. 122, а последующее снижение—уменьшением обводненности. Снижение объемов закачки на этой залежи в паводковые периоды сопровождалось снижением пластового давления в зоне отбора и сокращением обводненности продукции. Увеличение степени раскрытости трещин с ростом пластового давления обнаруживается также по росту приемистости отдельных нагнетательных скважин во времени при одновременном росте давления на линии нагнетания. Рост приемистости скважины при одновременном снижении репрессии на пласт может быть объяснен только повышением гидропроводности пласта за счет раскрытия трещин. Так, на Асюльском месторождении при постоянном давлении нагнетания приемистость скв. 116 увеличилась с 300 до 500 м3/сут при росте пластового давления со 160 до 320 кгс/см2, скв. 135 с 500 до 700 м3/сут при росте пластового давления со 195 до 235 кгс/см2. Средняя приемистость скважин возросла с 269—190 м3/сут в 1969—1970 гг. до 330 м3/сут в 1973 г., хотя пластовое давление за это время увеличилось со 135 до 149 кгс/см2 в целом по залежи (168 кгс/см2 в зоне отбора). В то же время даже в пределах площадей, на которых выявляются трещины большой протяженности, имеются участки, где трещины практически отсутствуют или имеют очень низкую проводимость. Реакция скважин этих участков на изменение режима работы нагнетательных скважин выражается в соответствующем изменении дебита жидкости, а содержание воды в продукции увеличивается в соответствии с отбором жидкости и характером продвижения фронта вытеснения. Продолжительность безводной эксплуатации этих скважин значительно больше, чем скважин на участках с трещинами большой протяженности. После появления воды обводненность продукции изменяется в соответствии с характером продвижения основного фронта вытеснения. Примером такого участка на Асюльской площади является район скв. 129—133, расположенный к северу от нагнетательного ряда скв. 134—137. На этом участке трещиноватость не проявлялась даже при повышении пластового давления до 230— 240 кгс/см2 (1,4 начального пластового и 0,6 вертикального горного). Время безводной эксплуатации этих скважин составляло 3 г. 10 мес. по скв. 131 и 5 лет и более по остальным. Из каждой скважины этой группы к середине 1973 г. добыто от 38 до 140 тыс. т нефти, в среднем по 75 тыс. т нефти. Значительная часть скважин этой группы работает еще с небольшой обвод-ненностью продукции или без воды. В то же время безводный период работы скважин в зонах пористо-трещиноватых коллекторов (скв. 141, 142, 127, 128, 122, 108 и др.) составляет от 1,5 до 3 лет. За время эксплуатации 114 из скважин этой группы добыто от 14 до 46 тыс. т, в среднем 35 тыс. т нефти на скважину. В настоящее время значительная часть их не работает из-за обводнения. Пока еще не разработаны методы промысловых исследований, которые позволили бы изучить во всем многообразии механизм заводнения при наличии раскрытых макротрещин, включая условия продвижения воды от нагнетательных к эксплуатационным скважинам и охват процессом вытеснения. Особенно это относится к случаю, когда в районе нагнетательной скважины открываются макротрещины небольшой протяженности по сравнению с расстоянием между скважинами. Объектом наблюдения в этом случае остается нагнетательная скважина, исследование которой на установившихся и неустановившихся режимах дает возможность оценить только осредненную проводимость пласта при различных режимах закачки. В то же время для практических целей нужно знать механизм процесса заводнения при наличии макротрещин различной проводимости и протяженности. Учитывая важность этого вопроса, во ВНИИ провели специальные исследования, основные результаты которых изложены в работе [20]. Следует подчеркнуть, что постановка задачи существенно отличалась от задач, рассматриваемых при исследовании процесса заводнения трещиноватого и трещиноватопористого коллекторов. По классификации, приведенной Л. Г. Наказной [71], условия, возникающие в проницаемом пласте при превышении критического давления и раскрытии трещин, аналогичны условиям разработки трещиновато-пористого коллектора группы «Г», к которому отнесены коллекторы с единичными трещинами, причем основные запасы нефти содержатся в порах и основная фильтрация идет по поровым каналам. Рассматриваемый нами пласт имел достаточную проницаемость для фильтрации жидкости по поровым каналам, если бы трещина отсутствовала. Однако под действием давления нагнетаемой жидкости в проницаемом коллекторе в процессе разработки открываются и- поддерживаются в раскрытом состоянии трещины, соединяющие нагнетательную скважину с пластом, и предотвратить этот процесс невозможно без снижения приемистости вплоть до полного прекращения закачки. Утверждение о том, что вода поступает в пласт в нагнетательных скважинах в основном через трещины, существенно меняет представление об условиях фильтрации при заводнении не только в районе нагнетательной скважины, но и во всем пласте. Ввиду больших трудностей аналитического решения подобных задач с учетом размещения скважин и различной ориентации трещин, изучение влияния единичных трещин на процесс заводнения было проведено на сеточном электроинтеграторе 115 ЭИ-С [20]. Трещины, раскрывающиеся в процессе заводнения, имеют хотя большую, но конечную проницаемость. Это связано с тем, что стенки трещин не гладкие, а шероховатые, в них имеются пережимы, участки смыкания стенок. Кроме того, трещина бывает заполнена песком, закачанным в нее при гидроразрыве, часто проводимом в процессе освоения, и механическими примесями, поступающими с водой. Поэтому наиболее реальным является представление о трещине, как о высокопроницаемой пластине в пористом и проницаемом коллекторе. Такая модель была рассмотрена при исследовании фильтрации жидкости в макротрещиноватом пласте В. П. Пилатовским [80, 81]. В этих исследованиях поток в макротрещиноватом пласте считался ламинарным и подчиняющимся закону Дарси. Максимальная проницаемость трещин kтmax определялась в зависимости от ширины трещины как где δ — ширина трещины. Считалось, что проницаемость трещины фактически может меняться в пределах: 0<kт<kтmax. При постановке задачи при исследовании на электромодели нужно было определиться в вопросе о характеристике макротрещин, раскрывающихся под действием давления жидкости в процессе заводнения. Вопрос о ширине, ориентации и протяженности трещин, особенно раскрывающихся только в районе нагнетательной скважины, до сих пор остается дискуссионным. И маловероятно, что в ближайшие годы будет создана методика непосредственных замеров параметров трещин, распространяющихся на небольшие расстояния по сравнению с расстоянием между нагнетательными и эксплуатационными скважинами. Для ориентировочной оценки порядка ширины и протяженности трещин можно воспользоваться результатами исследований, приведенных в § 1 и 2 главы II. Обобщение фактических данных по гидроразрыву и специальных исследований в процессе заводнения показывает, что при образовании трещин преобладающими являются ширина 1— 3 мм и длина в пределах от 20—30 до 100—120 м. Естественные же трещины могут иметь значительно большую протяженность, вплоть до сообщения через них забоев нагнетательных и эксплуатационных скважин. Как указывалось, в реальных условиях в зависимости от свойств коллектора и применяемых давлений нагнетания в процессе заводнения возможно раскрытие как вертикальных, так и горизонтальных трещин. Учитывая явное преобладание вертикальных трещин, как естественных, так и образующихся при заводнении и гидроразрыве, на электромодели исследовали 116 влияние на показатели заводнения в первую очередь вертикальных трещин. Был смоделирован участок однородного пласта, разрабатывающийся при внутриконтурном заводнении (рис. 49). Мощность однородного продуктивного пласта составляла 6 м, проницаемость — 0,5 Д, вязкость нефти — 3 сП, вязкость воды — 1 сП. Расстояние между нагнетательными скважинами равно 600 м, между рядом нагнетательных и эксплуатационных скважин — 1200 м. Расчеты по методике Баклея-Леверетта показывают, что в пористых коллекторах процесс вытеснения водой нефти вязкостью 3 сП происходит практически при постоянном дебите жидкости, так как уменьшение вязкости при внедрении воды Рис. 49. Схема участка пласта: /—нагнетательная скважина; 2 — эксплуатационная скважина. I — длина трещивы; 6 — ширина трещины; L — расстояние между рядами нагнетательных и эксплуатационных скважин компенсируется снижением фазовой проницаемости. Это позволило на электромедели рассматривать процесс вытеснения при одинаковой подвижности. При электромоделировании было воспроизведено наиболее вероятное направление вертикальных трещин: а) от нагнетательной скважины к эксплуатационной вдоль главной линии тока; б) от нагнетательной скважины к соседней нагнетательной; в) две трещины под углом 90°, из которых одна направлена в сторону эксплуатационной скважины, а вторая в сторону соседней нагнетательной. Учитывая неоднократные высказывания ряда исследователей, что закачиваемая вода, содержащая механические примеси, должна быстро закупоривать стенки скважины и что связь ствола скважины с пластом в основном осуществляется через трещины, на модели воспроизводили условия поступления воды в пласт: а) через стенки скважины и трещину; б) только через трещину. При постановке задачи считалось, что вода из трещины может проникать по всей поверхности ее вертикальных стенок, и трещина имеет хотя и высокую, но конечную проницаемость. Методика электромоделирования изложена в работе [20]. 117 Элемент однородного пласта моделировался квадратной сеткой сопротивлений. Направление трещины совпадало с направлением осей координат. Величина ζ, пропорциональная проводимости трещины, выражалась через параметры электромодели где kт и δт — соответственно проницаемость и ширина трещины; R—электрическое сопротивление сетки, соответствующее фильтрационному сопротивлению пласта; k— проницаемость пласта; M — масштаб модели (число метров натуры, приходящихся на одну клетку модели); С — коэффициент пропорциональности; μ — вязкость нефти; h — мощность; Rт — электрическое сопротивление, моделирующее фильтрационное сопротивление трещины в направлении ее распространения. В табл. 15 приведены результаты для наиболее характерных из рассмотренных задач. Задача 1 соответствует условиям фильтрации воды через стенки нагнетательной скважины; трещины отсутствуют. С результатами этой задачи сравнивались все остальные. В задаче 5 предполагалось, что фильтрация воды идет через стенки нагнетательной скважины, но, кроме того, имеется одна трещина, направленная вдоль главной линии тока. В задаче 7 были рассмотрены условия заводнения, когда стенки скважины воду не пропускают и она поступает только по трещине, ориентированной также вдоль главной линии тока. Задача 9 является аналогом задачи 5, но трещина направлена перпендикулярно главной линии тока. В задаче 11 у нагнетательной скважины имелись две трещины под углом 90°, одна из которых направлена в сторону эксплуатационной, а другая — к соседней нагнетательной скважине. При постановке задачи на электромодели возможны различные варианты, например при известной длине, проводимости трещин и характеристике коллектора определить показатели заводнения или подобрать такую проводимость трещины, чтобы были выполнены определенные условия, в частности, можно воспользоваться данными о критическом давлении. Выше говорилось, что для поддержания трещины в раскрытом состоянии давление должно быть равно или выше критического р*. Можно предположить, что в конце трещины и в пласте в этом районе давление одинаковое и равно критическому. В такой постановке решались задачи 5—11. 118 Было задано давление на забое нагнетательной скважины — рн=400 кгс/см2, критическое давление р*=300 кгс/см2 и давление на забое эксплуатационной скважины рэ=90 кгс/см2. Подобранная на электромодели характеристика трещин при разной их ориентации приведена в табл. 15. Как видно, при близких к реальным условиям разработки девонских отложений УралоПоволжья получена относительно небольшая проводимость трещины. Если для наглядности отнести эту проводимость к трещине шириной 2 мм, которая довольно типична, судя по результатам промысловых экспериментов, то при полученных значениях ζ проницаемость трещины будет 1600—3700 Д. Это на два порядка ниже проницаемости трещины, определенной по формуле Пуазейля, которая при такой же ширине равна ~300 000 Д. Рассмотрим на примере задач 5—11 роль в процессе заводнения трещин относительно небольшой протяженности и проводимости. Все показатели сравнивались с результатами задачи 1, в которой воспроизведен процесс заводнения однородного пористого коллектора при однорядной системе размещения скважин для случая, когда вся вода поступает в пласт только через стенки скважины. Наличие трещин привело к увеличению приемистости, но небольшому (на 10—20%). Характерно, что, несмотря на резкое отличие в ориентации трещин (по главной линии тока и перпендикулярно к ней), прирост приемистости примерно один и тот же. Практически одинаковая общая приемистость получена и при существенно различных условиях поступления воды в пласт: через стенки скважины и трещину и только через трещину. Объясняется это особенностями механизма рассматриваемого процесса. В отличие от чисто трещиноватого коллектора, в котором матрица имеет низкую проницаемость и закачиваемая вода движется в основном по трещинам, в достаточно проницаемом коллекторе вода имеет возможность фильтроваться в пласт через пористые и проницаемые стенки трещины. На рис. 50 показан расход воды вдоль трещины и через ее боковые стенки для задачи 5, когда вода фильтровалась в пласт через стенки скважины и трещину, и задачи 7 — только через трещину. Как видно, и в том и в другом случае из общего объема воды, поступившей в трещину, большая часть уходит в пласт в непосредственной близости от нагнетательной скважины и дальше она движется в пористом коллекторе, как и обычно при данной геометрии размещения скважины. Таким образом, скважина с макротрещиной представляла собой как бы укрупненную скважину с большим диаметром по сравнению с задачей 1. Именно поэтому получена маленькая разница в приемистости 120 при столь различных условиях поступления воды в пласт и ориентации трещин. Следующей интересной особенностью процесса является перераспределение расхода воды. В задаче 5 вода поступала через стенки скважины и трещину, в аналогичной задаче 7 — только через трещину. По абсолютным значениям общая приемистость изменилась мало, и в случае загрязнения стенок скважины практически такое же количество воды уходило в пласт через трещину, т. е. одна—две макротрещины, соединяющие скважину с пластом, даже при относительно небольшой их проводимости и протяженности, обеспечивали такую же приемистость, как и вся поверхность пласта, вскрываемая стволом скважины. Вероятно, этим и объясняется совпадение фактических показателей заводнения при наличии раскрытых трещин с расчетными, в основу которых положен закон фильтрации в пористом коллекторе. Макротрещины в районе нагнетательной скважины сказываются и на других показателях процесса. Вследствие уменьшения фильтрационного сопротивления повышается давление, как среднее по пласту, так и на линии нагнетания (см. табл. 15). На рис. 51, а даны величины давления по главной линии тока, а на рис. 51, б—на линии нагнетания при наличии трещин различной характеристики. Повышение давления составило примерно 20—30 кгс/см2, или 12—18% от начального пластового. Рис. 50. Расход воды: Распределение давления в районе а — через боковые стенки трещины; б — по нагнетательной скважины показано на рис. 52. трещине; х — расстояние от нагнетательной Несмотря на различную характеристику трещин, скважины вдоль трещины, м. Цифры на кривых карты изобар для всех рассмотренных задач аналогич- соответствуют номерам задач ны: вблизи нагнетательной скважины изобары близки к круговым, затем на расстоянии 100—150 м они выпрямляются и дальше идут параллельно друг другу. Отличие их только в том, что более высокие давления выносятся дальше от нагнетатель121 Рис. 51. Давление по главной линиитока (а) и давление на линии нагнетания (б): х—расстояние от нагнетательной скважины, м. Цифры на кривых соответствуют номерам задач Рис. 52, Карты изобар в районе нагнетательной скважины: а—задача 1; б—задача 7; в—задача 30; а—задача 9; 1—нагнетательная скважина; 2—трещина; х, у — расстояние от нагнетательной скважины по отношению к L. Цифры на кривых соответствуют пластовому давлению в кгс/см2 122 ной скважины. Так, на расстоянии 140—150 м давление составляет 310—320 кгс/см2 против 290 кгс/см2 в задаче 1. Особый интерес представляют данные о продвижении водонефтяного контакта, так как трещины изменяют геометрию потока. При наличии трещины, направленной в сторону эксплуатационной скважины (задачи 5 и 7), вода вблизи нагнетательной скважины уходит через боковые стенки перпендикулярно главной линии тока. За счет этого несколько изменяется конфигурация линий ВНК. В результате, за счет расширения фронта продвижения воды, охват вытеснением увеличивается по сравнению с задачей 1, как к моменту прорыва воды, так и после (см. табл. 15). Еще более ярко это проявляется при ориентации трещины от нагнетательной скважины к соседней в ряду (задача 9). На рис. 53, а показано продвижение ВНК для случая, когда трещины отсутствуют, на рис. 53, б и 53, в — когда трещина направлена по главной линии тока и на рис. 53, г— от нагнетательной скважины к соседней в ряду. В связи с тем, что не исключена возможность раскрытия в районе нагнетательной скважины трещин Рис. 53. Продвижение ВНК: большой проводимости, но ограниченной длины (как а—задача I: б—задача 7; в—задача 30; г— задача 9 V это бывает, например, при гидроразрыве), было — закачка воды, в объемах пор исследовано влияние таких трещин на показатели заводнения. В задачах 19—26 при фиксированной длинетрещины (100м), ориентированной вдоль главной линии тока, проводимость изменялась в очень широких пределах—ζ=kтδт менялось от 300 до 40000 дарси•см. В табл. 16 и на рис. 54 показано изменение общей приемистости q при наличии трещин различной проводимости по отношению к приемистости q1 скважины без тре123 Рис. 54. Зависимость общей приемистости скважины от изменения характеристики трещин: q — приемистость скважины с трещиной; q1 — приемистость скважины без трещины (задача 1); 1—вода поступает в пласт через стенки скважины и трещину; 2 — вода поступает в пласт только через трещину Рис. 55. Доля воды, поступающей через трещину при совместной работе ствола скважины и трещины щины. Как и следовало ожидать, наличие трещины приводит к увеличению приемистости, однако при длине трещины до 0,151 – это увеличение невелико. Так, даже при практически бесконечно большой проводимости трещины оно не превышает 40%. Аналогичные выводы о влиянии трещин на продуктивность были сделаны раньше другими авторами. Коэффициент продуктивности с увеличением проводимости трещины изменяется более существенно—в 1,5— 2 раза. Учитывая, что в процессе разработки ствол скважины может быть закупорен механическими примесями, на модели, так же как и в предыдущих задачах, воспроизводились условия закачки, когда вода поступает в пласт через стенки скважины и трещину или только через трещину при полной закупорке поверхности продуктивного пласта в стволе скважины. На рис. 55 и в табл. 16 показана доля объема воды qтр, поступающей в пласт через стенки трещины, к общей приемистости qобщ. Как видно, трещина может принимать очень большую долю объема закачиваемой воды, причем с ростом ее проводимости расход через стенки скважины при прочих равных условиях резко уменьшается, т. е. в основном происходит перераспределение приемистости. По абсолютным значениям приемистость при поступлении только через трещину или через трещину и стенки скважины изменяется мало. Причем роль трещины более существенна в менее проницаемых коллекторах. Естественно, уменьшение сопротивления при поступлении воды в пласт через трещину приводит к повышению как давления на линии нагнетания, так и среднего пластового давления. 124 Как показано на рис. 50, при относительно низкой проводимости трещины основной объем закачиваемой воды уходит в пласт через ее боковые стенки на очень близком расстоянии от нагнетательной скважины. Поэтому до конца трещины доходит только небольшое количество воды. С ростом же проводимости трещины количество воды, идущей по трещине, увеличивается, и до ее конца доходит значительный объем. При этом в основном вода поступает в пласт через стенки трещины ближе к ее концу. Несмотря на столь различный характер поступления годы в пласт основные показатели вытеснения — время прорыва воды, приемистость, охват вытеснением даже при очень большом увеличении проводимости трещины изменяются несущественно. В табл. 15 дано сопоставление показателей для задачи 1, когда трещина отсутствовала, задач 5-7 при наличии одной трещины относительно малой проводимости и задачи 30 при большой проводимости трещины Рис. 56. Продвижение ВНК при наличии трещины а на рис. 53, в показаны продвижение ВНК и большой протяженности. Обозначения те же, что охват процессом вытеснения, подтверждающие на рис. 53 это положение. В отличие от этого, трещины большой протяженности, если проводимость их высока, ухудшают показатели заводнения, и задаче 8 была воспроизведена трещина, простирающаяся вдоль главной линии тока почти на половину расстояния между линиями нагнетания и отбора. Такие условия могут быть в коллекторах с развитой естественной трещиноватостью. Наличие длинной трещины, направленной в сторону эксплуатационной скважины, привело к более быстрому прорыву воды, и при одном и том же объеме прокачанной воды получен меньший охват вытеснением (см. табл. 15 и рис. 56). Крайним случаем является соединение забоев нагнетательной и эксплуатационной скважины через трещины. В этих условия проводимость трещины играет решающую роль. О существовании прямой связи между скважинами через трещины или зоны высокой проводимости свидетельствуют результаты исследований с помощью индикаторов. Описанный выше механизм процесса остается в силе и для трещин такой большой протяженности: наряду с течением по трещине происходит фильтрация в пласт через боковые стенки, которая в данном случае в зависимости от соотношения проводимости пласта и трещин может определять весь ход процесса. При этом по трещине будет проходить какое-то постоянное количество воды (возможно, небольшое), а в остальном пласте бу126 дет происходить обычное вытеснение нефти водой из пористой среды, показатели которого зависят от характеристик коллектора и нефти, системы размещения скважин и режима заводнения. При этом в районе нагнетательной скважины жидкость двигалась так же, как и в случае коротких трещин, а именно, основная часть закачиваемой воды уходила через проницаемые стенки трещины вблизи нагнетательной скважины. Дальше, при наличии трещин, соединяющих скважины, по ним проходило определенное и постоянное количество воды, которое поступало в эксплуатационную скважину практически с самого начала заводнения. Так, при характеристике проводимости трещины ζ, равной 162 Д·см, и 2600 Д·см, и такой же характеристике пласта, как и в предыдущих задачах, постоянное содержание воды в добываемой нефти составляло 0,5 и 15% соответственно. В то же время по пласту с несопоставимо меньшей скоростью двигался остальной объем закачанной воды, как при обычном вытеснении нефти водой из перового коллектора при данной системе размещения скважин. Этот объем воды (99,5 и 85% от закачанного количества) поступил в пласт через проницаемые стенки трещины вблизи от нагнетательной скважины. Очевидно, именно этим и объясняется отмечаемый в промысловой практике факт получения длительное время постоянного, часто очень небольшого содержания воды в добываемой нефти почти с самого начала заводнения. При очень большой проводимости трещины эксплуатационная скважина может быстро практически полностью обводниться. Проведенные исследования показывают, что образование или раскрытие трещин в однородном проницаемом коллекторе в районе нагнетательной скважины при их протяженности в пределах 10% расстояния между нагнетательными и эксплуатационными скважинами даже при большой проводимости трещин и неблагоприятной их ориентации (в сторону эксплуатационной скважины) не ухудшает показателей заводнения. Более того, при прочих равных условиях увеличивается приемистость и добыча, улучшается конфигурация потока и за счет этого получается высокий охват процессом вытеснения, как на момент прорыва воды, так и после прорыва. Это связано с интенсивной фильтрацией воды в пласт через боковые стенки трещины вблизи нагнетательной скважины и изменением геометрии потока. При большой длине трещины, ориентированной вдоль главной линии тока, охват заводнением существенно зависит от ее проводимости. При большой проводимости основной расход воды наблюдается в конце трещины и за счет этого сокращается путь продвижения воды к эксплуатационной скважине, уменьшается безводная добыча и охват заводнением. При простирании трещины от одной нагнетательной скважины к другой также происходит фильтрация воды через боковые стенки. Но в этом случае, чем больше длина и проводи127 мость трещины, тем больше процесс вытеснения приближается к условиям закачки воды через галерею. При наличии трещин, соединяющих между собой забои нагнетательных и эксплуатационных скважин, часть закачиваемой воды также поступает в пласт через боковые стенки трещины вблизи нагнетательной скважины, а часть ее движется по трещине с большой скоростью. Характер обводнения при этом зависит от проводимости трещины; при небольшой проводимости эксплуатационная скважина будет давать длительное время нефть с небольшим постоянным содержанием воды. Характер же вытеснения нефти из пласта в целом будет мало отличаться от условий при разработке чисто пористого коллектора. При большой проводимости трещины будет происходить быстрое обводнение эксплуатационных скважин. О влиянии трещин на показатели заводнения свидетельствуют промысловые данные, рассмотренные выше в главах I и II. Изложенное выше представление об особенностях процесса вытеснения нефти водой из пористого коллектора при наличии в нем трещин, раскрытых под действием давления, позволяет наметить пути учета этого фактора при прогнозе показателей заводнения. В пористом или пористо-трещиноватом коллекторе, если проводимость трещин небольшая и при условии, когда в зоне отбора поддерживается пластовое давление ниже критического, справедливы существующие методы расчетов показателей процесса вытеснения нефти водой, базирующиеся на теории Баклея-Лёверетта. Специфичным является учет влияния давления на проницаемость коллектора, о чем более подробно будет сказано в главе V. В случае если можно ожидать раскрытия трещин большой проводимости и протяженности, сопоставимой с расстоянием между нагнетательными и эксплуатационными скважинами, для расчета процесса обводнения и определения оптимального давления нагнетания И. Н. Шустеф предложил приближенную схему применительно к коллекторам перового и порово-трещинного типов. Рассматривается упрощенная модель пласта, состоящего из двух частей. В первой из них движение жидкости происходит по порам, во второй — по трещинам. Хотя в реальных условиях при фильтрации жидкости обе части тесно связаны, для удобства расчетов их можно считать независимыми. Как было показано выше, с увеличением давления нагнетания происходит подключение в работу пропластков с низкой проницаемостью. Полный охват вытеснением возможен лишь тогда, когда при росте забойного давления в нагнетательных скважинах будут созданы необходимые градиенты давления, обеспечивающие поступление воды во все пропластки разреза. Охват вытеснением определяется следующим способом. По рас128 ходограммам фиксируется давление, при котором подключаются в работу новые прослои. Для этих прослоев определяется проницаемость по керну, геофизическим данным или по индикаторным диаграммам. Далее по всем нагнетательным скважинам строится статистическая зависимость проницаемости подключаемых в работу прослоев от давления на забое нагнетательных скважин (kmin=f(рзаб)). На рис. 57 для примера приведена такая зависимость по одной из залежей Пермской области в карбонатных коллекторах. Из графика видно, что при забойном давлении ниже 210 кгс/см2 (давление нагнетания 100 кгс/см2) вода не поступает в пропластки с проницаемостью менее 10 мД. Для вовлечения в разработку пропластков с проницаемостью более 5 мД требуется давление; 240 кгс/см2 на забое скважин (давление нагнетания около 130 кгс/см2). В реальных условиях за фронтом вытеснения капиллярная пропитка будет способствовать вытеснению нефти и из менее проницаемых коллекторов, однако, учитывая Рис. 57. Зависимость проницаемости от давления небольшую скорость пропитки по сравнению со скоростью движения фронта и наличие изолированных низкопроницаемых прослоев, можно считать, что основная часть запасов нефти в коллекторах с проницаемостью ниже критических при данном давлении нагнетания останется не выработанной. Зная распределение по керну, можно определить с помощью полученной зависимости kmin=f(рзаб) долю объема пор пласта, вовлеченную в разработку. Для практических расчетов распределение проницаемости перовой части пласта можно считать неизменным (в применяемом на практике диапазоне изменений давления нагнетания). Сложнее учитывается изменение проницаемости трещин. С повышением давления нагнетания увеличивается относительная проницаемость трещин не только в призабойной зоне скважин, но и на площади, где пластовое давление превышает давление раскрытия трещин. Это приводит к тому, что пористый коллектор может приобрести сначала свойства пористо-трещиноватого, а затем и трещиновато-пористого коллектора. Трещинная пористость продуктивных пластов, по данным различных авторов, не превышает 0,5%. Так, по данным А. А. Трофимука объем трещин рифовых известняков Башкирии составляет 0,25—0,36% нефтенасыщенных пород. 129 По данным В. Н. Майдебора на месторождениях Карабулак-Ачалуки, Замамкул я ХаянКорт трещинная пористость по результатам изучения шлифов составляла соответственно 0,2; 0,09 и 0,004%; для подсчета запасов были приняты- значения 0,55; 1,18 и 0,56. По геофизическим данным, полученным Б. Ю. Вендельштейном, значения трещинной пористости не превышают 0,5%; по данным А. М. Нечая и Г. А. Шнурмана по КарабулакАчалукскому месторождению она составляет 0,2—0,3%; по данным Л. И. Орлова для фаменских карбонатных пород Башкирии трещинная пористость 0,1—0,3%. При решении практических задач изменением объёма трещин (трещинной пористости) при возрастании или снижении давления в пласте можно пренебречь, так как сама точность определения объема трещин довольно низкая. В то же время проницаемость трещин изменяется довольно существенно. Так, например, по башкирским отложениям Осинского месторождения средняя проницаемость по керну составляет около 150 мД. Трещинная проницаемость, по данным определений в шлифах, составляет около 10 мД, т. е. значительно ниже поровой. При средней пористости пород 14% трещинная пористость, определенная по шлифам, составляет около 0,1%, или 0,7% объема пустот, т. е. при естественных пластовых условиях трещины не влияют ни на емкостные, ни на фильтрационные характеристики пласта. Однако при давлении нагнетания воды в пласт 100 кгс/см2 проницаемость в призабойной зоне нагнетательных скважин по данным обработки индикаторных диаграмм возрастает до 480 мД, а при давлении 170 кгс/см2—до 730 мД. В удаленной зоне по данным обработки кривых восстановления давления (КВД) проницаемость также изменяется весьма существенно. Так, на режиме закачки 80 кгс/см2 она составляет в среднем 230 мД, 140 кгс/см2— 350 мД, 180 кгс/см2 — 500 мД. Если считать, что увеличение проницаемости пласта обусловлено только изменением проницаемости трещин и относительный объем пор и трещин в объеме пласта постоянный, можно подсчитать, что при давлении нагнетания 100 кгс/см2 проницаемость трещин в призабойной зоне нагнетательных скважин составляет в среднем 4730 мД, при 170 кгс/см2— 9700 мД, а в удаленной зоне 1650 и 4260 мД соответственно. Вполне очевидно, что при данных средних величинах трещинной проницаемости диапазон изменения проницаемости отдельных трещин очень большой. Построение распределения трещинной проницаемости практически очень затруднено, так как участие трещин различных диапазонов проницаемости будет исчисляться в сотых или тысячных долях процента от общего объема пустотного пространства, поэтому для расчетов можно воспользоваться средними значениями для данной величины дав130 ления. Изменение средней величины трещинной проницаемости в зависимости от давления нагнетания в области забойных давлений, превышающих начальное пластовое давление, можно описать степенной зависимостью Так, для приведенного выше примера эта зависимость хорошо описывается аналогичным уравнением, в котором lg b=—3,15, а показатель степени α=2,91, для удаленной зоны lg b==—4,27, α=3,23. Для расчета процесса обводнения следует использовать зависимость, полученную по результатам обработки КВД. Таким образом, по предложенной расчетной схеме для любого значения давления нагнетания определяется доля объема пор пласта, по которой происходит фильтрация, и значение трещинной проницаемости. По существу приведенным способом к распределению поровой проницаемости добавляется постоянная доля трещинной проницаемости, значение которой определяется давлением нагнетания, т. е. распределение поровой проницаемости трансформируется в распределение порово-трещинной проницаемости. Расчет процесса обводнения при различном давлении нагнетания по предлагаемой схеме позволит с большей достоверностью определять оптимальное давление нагнетания. 131 ГЛАВА IV ОСОБЕННОСТИ ИССЛЕДОВАНИЯ И ИНТЕРПРЕТАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ДАВЛЕНИЯХ И ГРАДИЕНТАХ ДАВЛЕНИЯ В процессе заводнения при высоких давлениях нагнетания происходит существенное изменение свойств коллекторов. Это обстоятельство должно учитываться при проведении исследований скважин. Кроме того, именно в результате таких исследований можно определить ряд параметров пластов-коллекторов, которые позволяют прогнозировать показатели заводнения с учетом влияния давления на коллекторские свойства и охват процессом вытеснения. Ниже рассматриваются условия фильтрации жидкости в районе нагнетательной скважины и методика интерпретации результатов таких исследований при различных давлениях. § 1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ ФИЛЬТРАЦИИ ЖИДКОСТИ ВОКРУГ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ Из анализа работы нагнетательных скважин всех основных нефтедобывающих районов Советского Союза можно сделать следующие общие выводы. 1. С повышением давления нагнетания до определенного значения увеличивается охват пласта заводнением. 2. Индикаторные диаграммы нагнетательных скважин очень часто во всем диапазоне увеличения давления нагнетания являются кривыми, вогнутыми к оси приемистости. Указанным выше промысловым фактам, дано следующее физическое обоснование. Вследствие высоких давлений нагнетания и скоростей фильтрации вокруг нагнетательных скважин происходит раскрытие естественных трещин, возникновение инерционных сопротивлений и преодоление начальных градиентов давления вследствие неньютоновского характера фильтрации. Кроме того, при закачке воды вокруг нагнетательных скважин образуются две зоны: зона смеси воды с нефтью и зона однородной нефти. В связи с многообразием факторов, влияющих на процесс фильтрации вокруг нагнетательных скважин, требуется определение новых параметров для проектирования и анализа разработки нефтяных месторождений с применением заводнения при высоких давлениях и скоростях нагнетания воды. 132 Ниже рассмотрены основные варианты определения параметров пласта по данным расшифровки индикаторных кривых нагнетательных скважин. 1. При пластовых и забойных давлениях ниже критического естественные трещины находятся в сомкнутом состоянии и проницаемость пласта в основном обусловливается проницаемостью пористой среды. Индикаторная линия при этом прямая. Для ее расшифровки используется обычная формула Дюпюи. Коэффициент приемистости здесь определяется как угловой коэффициент индикаторной линии. 2. При пластовых давлениях на линии нагнетания и забойных давлениях в нагнетательных скважинах выше критических проницаемость пласта обусловливается как проницаемостью пористой среды, так и проницаемостью раскрытых трещин, которая зависит от давления. Для описания процесса фильтрации воды от нагнетательной скважины здесь уже следует воспользоваться некоторыми результатами нелинейной теории при упругом режиме фильтрации [27] с введенным новым коэффициентом изменения проницаемости в зависимости от давления (см. гл. III). Формула для описания процесса закачки воды при этом имеет вид: где Δu—функция давления; рлн, р*, рсн—соответственно давление на линии нагнетания, критическое и забойное в нагнетательной скважине; k*—проницаемость пласта при р=р*; h*— мощность пласта при р=р*; μ—вязкость; α—коэффициент изменения гидропроводности. 3. Наиболее общим является случай (рис. 58, а), когда рлн (контурное давление) меньше критического, а критическое давление меньше забойного в нагнетательных скважинах (рлн<p*< рсн). При этом индикаторная линия прямолинейна в начале координат и в дальнейшем искривляется к оси дебитов. Выведем формулу для описания процесса закачки жидкости в скважину для данного варианта. Рассмотрим установившийся отток жидкости от скважины при р лн<p*< рсн. Здесь возможны две зоны фильтрации. Формулы установившегося расхода q1 однородной жидкости при радиальной фильтрации от контура радиусом R* (где давление равно р*) до контура радиусом Rлн и расхода жидкости q2 от стенки скважины радиусом Rсн до линии окружности с радиусом R* соответственно имеют вид: 133 Из условия неразрывности потока имеем q1= q2= q. Приравняв соотношения (q1) и (q2) и воспользовавшись правилом производных пропорций, получим формулу для описания расхода жидкости. Здесь коэффициент приемистости К определяется как угловой коэффициент начального прямолинейного участка индикаторной линии. Для определения коэффициента изменения проницаемости (гидропроводности) а можно пользоваться методами, изложенными ниже. – ри<рсн Рис. 58. Характерные зоны фильтрации (/, II. ///): а—без учета инерционных сил; I—pлн<p*; II—p*<pсн; б – с учетом инерционных сил; I—pлн<p*; II—p*<pи; III 4. В более общем случае на характер индикаторной линии одновременно могут влиять два фактора: раскрытие трещин и инерционные сопротивления. В этом случае имеем три зоны фильтрации (рис. 58,6). В зоне I гидрапроводность пласта не изменяется с изменением давления и инерционные сопротивления отсутствуют, в зоне II она изменяется, а инерционные сопротивления также отсутствуют. В III зоне в непосредственной близости от стенки скважины гидропроводность пласта изменяется в зависимости от давления, а также возникают инерционные сопротивления. Для 134 данного случая выведем формулу для приемистости нагнетательной скважины. Расход воды от стенки скважины Rсн до контура радиусом Rи (где проявляются инерционные сопротивления), от контура радиусом Rи до контура радиусом R* (где изменяется проницаемость) и от контура радиусом R* до контура радиусом рлн, где проницаемость можно считать постоянной, описывается соответственно следующими формулами: В силу неразрывности потока q1=q2=q3=q. Формула закачиваемой в скважину жидкости в общем случае имеет вид: для описания расхода В этом случае определение параметров α, К и В усложняется, хотя это сделать возможно, если формулу (26) выписать для трех точек индикаторной линии (т. е. имеется три неизвестных и три уравнения). 5. В наиболее общем случае на характер индикаторной линии одновременно могут влиять три фактора: раскрытие трещин, инерционные сопротивления и неньютоновскии^ характер фильтрации жидкости. С учетом всех этих факторов формула для описания процесса фильтрации в приближенной постановке имеет вид: где Δр*—начальный перепад давления, определяемый по отрезку, отсекаемому на индикаторной линии, построенной в координатах Δu—q. 135 6. Для анализа и проектирования разработки нефтяных месторождений необходимо иметь обобщенную кривую фазовых проницаемостей, которая используется при гидродинамических расчетах. Обычно число таких кривых ограничено и они имеются не для всех месторождений, поэтому при отнесении этих данных к конкретным пластовым условиям возможны ошибки. В связи с этим представляет практический интерес определение фазовых проницаемостей или функции фазовых проницаемостей по данным исследования нагнетательных скважин, Ниже рассмотрен один из приближенных способов определения функции фазовых проницаемостей. Сущность способа определения функции фазовых проницаемостей по данным исследования нагнетательных скважин состоит в следующем. При внутриконтурном заводнении выбирают нагнетательную скважину, которую несколько раз исследуют на установившемся режиме работы, т. е. снимают несколько индикаторных линий на разные даты в одном и том же диапазоне давлений нагнетания. Первую индикаторную линию необходимо снять в момент начала закачки воды, а последующие индикаторные линии снимаются на разные даты при разных объемах накопленной закачки воды в эту скважину Qi(t). Эти исследования должны проводиться до момента, пока радиус фронта вытеснения нефти водой не превышает σ/π. В процессе закачки вокруг нагнетательной скважины образуются две зоны фильтрации. В первой зоне происходит фильтрация смеси воды и нефти, а во второй зоне—только нефти. Первая зона распространяется от стенки скважины радиусом Rсн до линии фронта вытеснения с радиусом Rф, вторая зона — от линии радиусом Rф до линии радиусом Rк, за который можно приближенно принять половину расстояния между нагнетательными скважинами в ряду. В данном случае формула для приемистости нагнетательной скважины имеет вид: где k* — проницаемость пласта при критическом пластовом давлении р*; h—мощность пласта; μн, μв,—вязкости нефти и воды; s0—начальная нефтенасыщенность; т—пористость пласта; 136 Sф—нефтенасыщенность на фронте вытеснения нефти водой; Sно — остаточная нефтенасыщенность в пласте при практически бесконечной промывке; fф(s), fв(s)—фазовые проницаемости по нефти и по воде; Q(t)—накопленный объем закачанной воды на момент времени t; Ф1(s, μ0) — искомая функция фазовых проницаемостей; Δu—функция перепада между забойным рсн и пластовым рп давлениями, определяемая по формулам (20), (22), (26) и (27). Для определения функции фазовых проницаемостей формулу (28) приведем к удобному виду На основании формулы (29) можно предложить следующий порядок определения параметров. На разные моменты времени от начала закачки t1, t2, t3, а следовательно, и на разные накопленные объемы закачиваемой воды Q1(t), Q2(t) и т. д. снижаются индикаторные линии, по каждой из которых определяются коэффициенты приемистости К1, К2 и т. д. Затем полученные данные наносят на график в координатах 1/К—ln Q(t). По отрезку, отсекаемому на оси 1/К, согласно формуле (29) определяется комплекс параметров А, а по уклону i—комплекс В. По определенным значениям A и В определяются искомые параметры — функции фазовых проницаемостей и коэффициент гидропроводности: На основании предложенного способа удается определить гидропроводность пласта без знания приведенного радиуса, при определении или задании которого допускаются большие условности. Найденная таким образом функция фазовых проницаемостей Ф 1(s, μ0) может быть прямым образом использована в последующих расчетах по определению приемистостей нагнетательных скважин в площадных и рядных системах разработки. Одним из наиболее распространенных методов исследования скважин на неустановившихся режимах работы является снятие кривых восстановления (падения) давления. В основу расшифровки данных почти всех видов исследования скважин кладется решение нелинейного уравнения, полученное как первое приближение при использовании линеаризации по Лейбензону. Переход от известных в линейной теории упругого режима методов обработки данных исследования к случаю нелинейно137 упругого режима фильтрации однородной жидкости достигается путем замены в расчетных формулах давления р на функцию u=1/α ехр·[α(р—р0)], а дебита Q на Gρ-1, где G—массовый дебит скважины; ρ — относительная плотность нефти. Коэффициент изменения параметров α предварительно определяется по данным расшифровки результатов исследования скважин. Рассмотрим метод обработки кривых восстановления давления в скважинах после их внезапной остановки. В основе этого метода лежит следующая исходная схематизация происходящих в пласте процессов. До остановки скважины ее приемистость G предполагается установившейся во времени, что соответствует стационарному распределению давления в пласте, удовлетворяющему уравнение Лапласа относительно функции u(r, t). Предполагается, что работает одна скважина в бесконечном пласте. Исследование скважины заключается в остановке ее в момент времени t=0 и регистрации во времени изменения давления. Распределение функции u(r, t) в пласте при t≥0 представляется в виде Здесь где u0(r)—функция распределения давления до остановки скважины на расстоянии r от ее оси. Тогда для функции u(r, t) при осесимметричном движении имеем уравнение где χ — коэффициент пьезопроводности. Согласно определению (31) функция v(r, t) на стенке скважины (r=rс) должна удовлетворять следующему первому краевому условию: где uc(t)—функция забойного давления в момент t; uс0— функция забойного давления в начальный момент до остановки скважины при t==0. Второе краевое условие на стенке скважины получаем дифференцированием (31) по r 138 Здесь левая часть уравнения соответствует продолжающемуся текущему притоку G(t) жидкости (из скважины или в скважину) после ее остановки. Первый член правой части уравнения соответствует постоянному значению дебита скважины G0 до ее остановки. Учитывая изложенное выше, получаем окончательно второе условие на стенке скважины При мгновенном прекращении притока жидкости после остановки скважин G(t)=0, и тогда уравнение (35) принимает вид: Приближенное решение уравнений (32) при условиях v(r, t)=0 и (36) для достаточно большого промежутка времени имеет вил: Вводя сюда функцию u(r, t) полагая, что (37) удовлетворяет первому условию на стенке скважины (33), получаем основную расчетную формулу: или справедливую для достаточно малых значений r (т. е. при r=rс). Формулу (38) можно представить еще и в другом виде: Подчеркнем, что здесь p(t)-pc0=f(t)—известная из наблюдений за скважинами функция. Все сказанное выше относится к единичному однородному пласту. Однако изложенная методика интерпретации результа139 тов исследования скважин применима и в случае исследования неоднородного пласта. Методика обработки результатов исследования с целью определения параметра α дана А. Т. Горбуновым и В. Н. Николаевским [27]. Коэффициент α можно определить по индикаторной кривой, зная значение функции z, которая равна: где F1 — площадь, ограниченная индикаторной линией и осью давлений и F2 — площадь прямоугольника (рис. 59): Рис. 59. Вспомогательный график для определения функции z Рис. 60. Значения функции г: I — отбор; //— закачка pсн — давление на забое нагнетательной скважины; р пл — пластовое давление; q — установившаяся приемистость (дебит) при данном перепаде давления. Величины функции z для разных значений безразмерного аргумента αΔp даны в табл. 17 и на рис. 60. Коэффициент α может быть определен путем подбора для известного значения z, полученного при обработке индикаторной кривой. Коэффициент α можно также определить по кривым восстановления давления, соответствующим, двум различным началь140 Таблица 17 Значения функции г z -αΔp z αΔp 0,509 0,1 0,491 0,1 0^517 0,533 0,549 0,566 0,582 0,598 0,613 0,628 0,642 0,656 0,670 0,683 0,696 0,708 0,719 0,730 0,740 0,750 0,760 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 2,0 2,2 2,4 2,6 2,8 3,0 3,2 3,4 3,6 3,8 0,483 0,467 0,451 0,434 0,418 0,402 0,387 0,372 0,358 0,344 0,330 0,317 0,304 0,292 0,281 0,270 0,260 0,250 0,240 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 2,0 2,2 2,4 2,6 2,8 3,0 3,2 3,4 3,6 3,8 0,769 4,0 0,231 4,0 ным дебитам. Процесс восстановления давления описывается уравнениями: для первой кривой для второй кривой где р0 — пластовое давление до снятия кривых восстановления давления; рc01 и рc02— забойное давление до остановки скважины; q1 и q2— дебиты скважин соответственно до снятия первой и второй кривых восстановления давления; р(t)—давление на забое нагнетательной скважины после ее остановки. 141 где Из соотношения (47) методом подбора или графически находится параметр α. В предыдущих разделах неоднократно указывалось, что под воздействием давления в неоднородном пласте, наряду с изменением проницаемости-коллектора, будет происходить подключение продуктивных интервалов при превышении критического для них давления. Следовательно, коэффициент α, определенный по индикаторным кривым, в действительности отражает скорость изменения не только проницаемости, но и комплексного параметра kh. В процессе восстановления давления при снятии кривых восстановления давления также происходит подключение продуктивных интервалов, принимающих воду. Поэтому значение параметра α, определенного по индикаторным кривым, может быть использовано и при интерпретации кривых восстановления давления для определения гидропроводности в том же диапазоне изменения давления, в котором велись исследования при установившихся режимах. Таким образом, коэффициент α, учитывающий в случае исследования неоднородного пласта изменение гидропроводности в зависимости от давления, позволяет прогнозировать показатели заводнения с учетом влияния давления на коллекторские свойства пласта. Определение параметра α, учитывающего скорость изменения гидропроводности с ростом давления, для каждой залежи должно стать таким же обычным, как определение пористости, проницаемости и других коллекторских свойств. § 2. ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН С ЦЕЛЬЮ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОХВАТА ПРОЦЕССОМ ВОЗДЕЙСТВИЯ И ПРИМЕРЫ КОМПЛЕКСНОГО ИССЛЕДОВАНИЯ Оценка охвата процессом воздействия и определение оптимального режима заводнения является одной из важнейших: задач исследования нагнетательных и эксплуатационных скважин. Для этой цели в Советском Союзе широко используются расходомеры и дебитомеры. Техника исследования скважин и существующие конструкции расходомеров и дебитомеров описаны в литературе [15, 17, 142 9, 59]. Ниже рассмотрены вопросы использования данных исследования расходомерами и дебитомерами при изучении влияния давления нагнетания на показатели заводнения. Исследования расходомерами позволяют определить: а) первое критическое давление, при котором каждый из продуктивных интервалов, вскрытых скважиной, начинает принимать воду; б) второе критическое давление, при превышении которого возможно уменьшение мощности, принимающей воду; Рис. 61. Профиль приемистости по скв. 496 Константиновской площади при разных давлениях нагнетания Шаг исследования 0,5 м в) мощность, принимающую воду, в зависимости от давления нагнетания и охват воздействием продуктивных отложений; г) приемистость каждого продуктивного интервала в зависимости от режима закачки. В главе II приведено много данных о результатах исследования скважин расходомерами по ряду месторождений Советского Союза. Ниже детально рассмотрено несколько примеров. На рис. 61 приведены профили приемистости для скв. 496 Константиновской площади Пермской области, снятые при различных давлениях нагнетания. По комплексу геофизических исследований в скв. 496 в верхней части разреза башкирских отложений выделено три интервала коллекторов на глубинах 1063,4—1067,7 м, 1068,8—1071,8 м и 1072,8—1074 м. Проницаемость этих пропластков по имеющемуся керновому и геофизическому материалу составляет: в первом пропластке от 80 до 1000 мД, с увеличением снизу вверх, во втором—280 мД и в третьем — 3,2 мД. Исследования профилей приемистости показали, что при давлении 114 кгс/см2 в работу вовлечены пропластки только первого и второго пластов, а при давлении 160 кгс/см2 и вы143 ше — всех трех пластов, т. е. первое критическое давление для верхних интервалов было менее 114 кгс/см2 (0,78 pz), для нижнего—около 160 кгс/см2 (0,9 pz), искривление индикаторной линии начинается именно с этого значения давления (рис. 62). Максимальная работающая мощность (42% эффективной) соответствует давлению 160—180 кгс/см2, минимальная зафиксированная—давлению 114 кгс/см2 (26% эффективной) и 195 кгс/см2 (31% эффективной). При устьевом давлении более 180 кгс/см2 забойное давление превышает вертикальное горное pz. При этом, по-видимому, происходит расслоение пласта, Рис. 62. Зависимость приемистости и мощности интервалов пласта, принимающих воду, от давления нагнетания в скв. 496: 1—3 — мощность интервалов пласта, принимающих воду при шаге соответственно 1 м, 0,5 м и 0,2 м; 4—приемистость вследствие чего резко уменьшается гидравлическое сопротивление в узких интервалах разреза и работающая мощность при этом значительно сокращается. С ростом давления нагнетания доля приемистости выделенных интервалов разреза изменяется. Так, по верхнему пропластку до давления 180 кгс/см2 приемистость составляла 13—16% от общей, а в дальнейшем повышалась до 45—50%; приемистость нижнего пропластка увеличивалась с 30% при давлении нагнетания 160 кгс/см2 до 43% при 195 кгс/см2. На рис. 63 приведены профили приемистости по скв, 174 Осинского месторождения. При давлении нагнетания 80 кгс/см2 (0,66 pz) воду принимают два первых интервала в пласте Бш1 и один интервал в пласте Бш2. В эти же интервалы вода продолжает поступать при давлении нагнетания 100 кгс/см2. При давлении нагнетания 130 кгс/см2 (0,84 pz) подключается дополнительный интервал в нижней части пласта Бш 2 и два интервала в пласте Бш3. Таким образом, первое критическое давление для пропластков пласта Бш 2 ниже 0,66 pz, для подключенных интервалов нижней части разреза потребовалось давление, равное 0,84 pz. Поглощающая воду мощность составляет при давлении нагнетания 80 кгс/см2—22% и при давлении 130 кгс/см2—48%. Доля приемистости принимающих воду интервалов от общей приемистости также значительно изменяется с повышением дав144 ления нагнетания от 80 до 130 кгс/см2. Так, доля приемистости первого сверху пропластка уменьшается постепенно с 30 до 15%, второго сверху—также уменьшается с 60 до 27%, третьего— увеличивается с 10 до 30%. В то же время общая приемистость в рассматриваемом интервале изменения давления нагнетания изменяется практически пропорционально репрессии (рис. 64, кривая 4). На рис. 65 и в табл. 18 приведены результаты исследования скв. 9355 Ромашкинского месторождения в широком диапазоне изменения давления нагнетания. В этой скважине вскрыт пласт б1+2 мощностью 7 м и два прослоя пласта г, из которых один имел мощность 2,5 м, другой — 4 м. При давлении нагнетания в пределах 120— 128 кгс/см2 на устье вода поступала только в верхнюю часть пласта б1+2 и приемистость была очень Рис. 63. Профиль приемистости по скв. 174 небольшой. Для этого пласта первое критическое Осинского месторождения при разных давлениях давление самое низкое—менее 120 кгс/см2 (0,68 pz). нагнетания При повышении давления до 170 кгс/см2 резко возрос охват по мощности пласта б1+2 и начал принимать воду верхний прослой пласта г, для которого первое критическое давление находится в пределах 120— 170 кгс/см2. Повышение давления нагнетания до 200 кгс/см2 привело к подключению нижнего прослоя пласта г, первое критическое давление для которого было выше 170 кгс/см2, но ниже 200 кгс/см2 (0,8—0,85 pz). При давлении Рис. 64. Индикаторные диаграммы по некоторым скважинам Осинского месторождения 1 — скв. 375; 2 — скв. 377; 3 — скв. 379; 4 — скв. 174; 5 — скв. 181 145 нагнетания 218 кгс/см2 мощность, принимающая воду, составила 93% от всей вскрытой мощности продуктивной толщи. Из табл. 18 видно, что с ростом давления общая и удельная приемистости каждого интервала также увеличивались, причем при давлении до 218 кгс/см2 приемистость возрастала за счет изменения как коллекторских свойств, так и мощности, принимающей воду. При более высоких давлениях нагнетания рост приемистости связан только с изменением коллекторских свойств, Рис. 65. Профили приемистости скв. 9355 Ромашкинского месторождения при разных давлениях нагнетания так как охват по мощности был практически полным. Так же как и в других исследованных скважинах, доля приемистости интервалов, работающих при меньших давлениях, с повышением давления нагнетания уменьшалась. При давлении 128 кгс/см2 пласт б1+2 был единственным работающим, при давлении 170 кгс/см2 он принимал только половину всего закачиваемого объема воды, а при давлении 312 кгс/см2—27%, т. е. с повышением давления нагнетания профиль приемистости выравнивался. Переход на первоначальный режим закачки привел к отключению нижнего интервала пласта г, уменьшению мощности, принимающей воду по остальным интервалам, и резкому падению приемистости. Выше по некоторым скважинам месторождений Пермской области, где давление нагнетания доходило до вертикального горного, был отмечен факт сначала увеличения мощности, принимающей воду, с ростом давления нагнетания и затем, при превышении некоторого предела (второе критическое давление), снова уменьшение мощности. В связи с этим представляет интерес проанализировать изменение свойств коллекторов горизонта ДI Ромашкинского месторождения при давлениях, значительно превышающих давле146 ние начала приемистости. С этой целью в скв. 823, 902, 8974, 9355, исследовавшихся при высоких давлениях нагнетания достаточно длительное время, были выделены пласты, работавшие в наибольшем диапазоне давлений. В табл. 19 по указанным скважинам приведена мощность, принимающая воду по продуктивным интервалам при разных режимах закачки воды. В наибольшем диапазоне давлений по скв. 902, например, работал пласт б1+2, по скв. 9355 также пласт б1+2, по скв. 823 пласты б1+2, б3 и г, по скв. 8974 пласты б1+2, б3 и пласт г+д. Как видно, с ростом давления нагнетания от 100 кгс/см2 (0,65 pz) до 300 кгс/см2, т. е. в пределах вертикального горного, мощность, принимающая воду, или непрерывно увеличивалась или, достигнув некоторого максимума, оставалась затем постоянной. Такой же характер изменения мощности наблюдался по пластам и прослоям, подключавшимся в работу по мере повышения давления нагнетания. Уменьшения мощности в процессе повышения давления не отмечено. Следовательно, для коллекторов горизонта ДI Ромашкинского месторождения второе критическое давление находится за пределами вертикального горного давления. При исследовании скважин расходомерами-дебитомерами большое значение имеет выбор шага исследований [36, 59, 102]. Это связано с тем, что фактическая работающая мощность распространяется на весь шаг исследований. Очевидно, что чем выше слоистая неоднородность пласта, тем меньше должен быть шаг исследований. Величина шага должна определяться также и с учетом плотности перфорации. В сильно расчлененном разрезе шаг исследований не должен превышать 0,2 м. Такая же величина шага должна быть и при исследованиях, когда давление на забое скважин близко к вертикальному горному и возможно расслоение пласта. Для примера на рис. 66 приведены результаты определения поглощающей мощности пласта в скв. 496 Константиновской площади (башкирские отложения). На рис. 67 показано изменение мощности, принимающей воду, и приемистости в скв. 221 Таныпского месторождения (пласт В3+В4). Поглощающая мощность при шаге 1 м для рассмотренных случаев завышается более чем в 2 раза по сравнению с мощностью при шаге 0,2 м. Ввиду сложности процессов, происходящих при воздействии на пласт различных давлений нагнетания, для изучения параметров должен проводиться комплекс исследований: метод установившихся и неустановившихся отборов, снятие расходограмм и дебитограмм, температурных профилей, закачка в пласт трассирующих индикаторов и т. д. Каждый из методов исследований может дать одностороннее или даже искаженное представление о происходящих в пласте процессах. Например, часты случаи, 148 когда по расходограммам или дебитограммам, снятым на различных режимах, делаются выводы о подключении или отключении различных интервалов разреза только потому, что прослои (пласты) с небольшой приемистостью или отдачей не фиксиро- Рис. 66. Зависимость мощности интервалов пласта, принимающих воду, от шага исследований по скв. 496 Константиновской площади: а—шаг 1 н: б—шаг 0,5 м: в—шаг 0,2 м вались из-за низкой чувствительности приборов. Распознать действительное подключение или отключение пластов можно в таком случае в комплексе с исследованием методом установившихся отборов: если зависимость Q(p) нелинейная (например, индикаторная кривая по нагнетательной скважине с ростом давления нагнетания отклоняется к оси дебитов), можно говорить о подключении в работу пластов (прослоев); в случае линейной зависимости можно считать, что работают одни и те же интервалы разреза. Следует помнить, что индикаторная линия может «выпрямляться», если не учитывать потерь на трение при определении забойных давлений. Рис. 67. Изменение мощности интервалов пласта, принимающих воду, и приемистости пласта В3+В4 скв. 221 Таныпского месторождения при различных давлениях нагнетания и шаге исследований: /—шаг 1 м; 2—шаг 0,5 мм; <Э—шаг 0,2 м 150 Нелинейная зависимость Q(p) может быть и при неизменной мощности только за счет изменения проницаемости. На рис. 68 показан пример (скв. 181 Осинского месторождения), когда при всех режимах закачки воду принимал один и тот же интервал. Для определения числа работающих интервалов в разрезе в ряде случаев могут быть использованы и данные закачки в пласт индикатора. Методика проведения различного типа иссле- Рис. 68. Индикаторная диаграмма по скв. 181 Осинской площади Рис. 69. Изменение концентрации индикатор;) по скв. 231 Осинского месторождения дований с помощью индикатора наиболее полно изложена в работе [88]. С помощью индикатора устанавливаются направление и скорость движения жидкостей, гидродинамическая связь между скважинами и пластами в разрезе, выделяются интервалы поглощения и отдачи жидкости и т. д. Особый интерес представляют данные о движении индикатора в многопластовом разрезе. Скорость движения индикатора по системе трещин каждого пласта различна, поэтому при его закачке в нагнетательные скважины жидкость подходит к эксплуатационным скважинам с неравномерной концентрацией индикатора. Выделяемые на графиках пики активности соответствуют числу продуктивных интервалов, по которым движется индикатор. Особенно четка дифференциация таких пик в слоистых пластах, где плотные прослои между коллекторами выдерживаются на значительной площади. Дифференциация слабее в пластах, где плотные разделы либо отсутствуют, либо не выдержаны по площади. Для примера на рис. 69 и 70 приведено изменение концентрации индикатора по скв. 231 Осинской площади (данные Г. А. Звягина) и по скв. 122 Асюлъской площади. В первом слу151 чае трем интервалам приемистости в нагнетательной скважине соответствуют три пики в эксплуатационной скважине. Во втором случае при закачке индикатора в скв. 1 наблюдался приход его в скв. 122. В гл. I приводились некоторые сведения об исследованиях с индикатором для установления трещиноватости по различным районам страны. К сожалению, объем этих исследований недостаточен. Особый интерес должны представлять работы по закачке индикатора в одни и те же скважины при различных давлениях нагнетания, так как они могут дать дополнительную Рис. 70. Изменение концентрации индикатора по скв. 122 Асюльской площади; информацию о раскрытии трещин в различных интервалах разреза и об изменении их проводимости. Так, появление дополнительного числа пик при увеличении давления нагнетания может свидетельствовать о подключении в работу новых прослоев. Непропорциональное росту давления нагнетания увеличение скорости движения индикатора (как это показано на примере Осинского месторождения) свидетельствует об увеличении степени раскрытия трещин. Работы с индикатором должны занять большой удельный вес в общем объеме промысловых исследований, посвященных влиянию давления нагнетания на показатели заводнения. Только комплексное изучение может дать правильное представление об изменениях параметров пласта при изменении в нем давления. Вопрос о протяженности раскрываемых трещин имеет очень большое практическое значение, так как длина трещин может существенным образом влиять на характер обводнения скважин. Некоторое представление о протяженности трещин могут дать результаты обработки кривых восстановления давления (КВД) нагнетательных скважин, снятых при различных давлениях нагнетания. Ниже приведены результаты комплексных гидродинамиче152 ских исследований по одной из скважин Осинского месторождения. Перфорацией вскрыт полностью весь продуктивный разрез (пласты Бш1, Бш2, Бш3 и Нм). Как видно из рис. 71, 72 и табл. 20, при давлениях нагнетания до 142 кгс/см2 (0,8 вертикального горного) воду принимали только пласты Бш1 и Бш2 и лишь при большем давлении вода стала поступать в пласт Нм. Пласт Бш3 в пределах исследованного диапазона давлений в работу не подключался. При давлении, близком к вертикальному горному, приемистость всех пластов резко увеличилась. Однако в пласте Бш2 отмечено выключение из работы средней части (интервал Бш22). Подобные явления отмечаются и по Таблица 20 Результаты исследования расходомером скважины Осинского месторождения 153 Рис. 71. Профили приемистости по скважине Осинского месторождения при разных давлениях нагнетания Рис. 72. Индикаторные диаграммы для пластов Осинского месторождения: 1— Бш1; 2 — Бш21; 3 — общая приемистость; 4 —Бш23; 5 – НМ 154 Рис. 73. Зависимость приемистости и мощности интервалов пласта, принимающих полу, от давления нагнетания для скважины Осннского месторождения другим скважинам, например по скв. 496 Константиновской площади, что, по-видимому, связано с неравномерным ростом давления в различных частях разреза, при этом за счет передачи давления через пластичные перемычки пласты с меньшим давлением могут быть «задавлены». Увеличение суммарной принимающей мощности по скважине с 4,0 до 8,0 м отмечается при росте давления нагнетания с 79 до 142 кгс/см2. При давлении нагнетания 179 кгс/см2 (на забое давление близко к вертикальному горному) принимающая мощность несколько меньше— около 5,5 м (рис. 73). Приемистость скважины при этом давлении резко возрастает, несмотря на некоторое сокращение принимающей мощности, что объясняется, по-видимому, раскрытием горизонтальных трещин. По скважине снят также кривые восстановления давления при различных исходных давлениях нагнетания: 77 кгс/см2 (кривая 1), 145 кгс/см2 (кривая 2) и 178 кгс/см2 (кривая 3) (рис. 74). Обработка кривых восстановления давления по общепринятой методике показывает, что зона раскрытия трещин (приведенный радиус) при этих давлениях составляет соответственно 26, 29 и 47 м, величина скин-эффекта 2,9; -2,5; -5. Следует иметь в виду, что приведенный радиус соответствует величине эквивалентной протяженности трещин. В действительности трещины имеют линейный характер распространения, поэтому фактическая протяженность зоны раскрытия трещин может быть значительно больше. Гидропроводность удаленной зоны по рассмотренным кривым восстановления давления составляет соответственно Рнс. 74. Кривые восстановления давления по скважине Осинского месторождения: 1—исходное давление 77 кгс/см2; 2— исходное давление 145 кгс/см2; 3 - исходвое давление 178 кгс/см2 155 21,2; 32,4; 41,6 (Д·см)/сП, т. е. увеличивается от минимального» режима к максимальному почти вдвое. Росту гидропроводности пласта могут способствовать подключение в работу новых пропластков, процессы раскрытия трещин. Оценка параметра α по результатам исследования на установившихся режимах велась по методике, изложенной выше, по значению функции z [см. формулу (40), табл. 17], определенной по индикаторной кривой рис. 72. По скважине было достигнуто и превышено второе критическое давление. Как указывалось, резкий излом индикаторной кривой в интервале давлений нагнетания 0,9—1,0 вертикального горного связан с раскрытием трещин большой проводимости. Поэтому представляло интерес определить значения коэффициента α: а) в пределах всего испытанного интервала давлений (от точки а до точки г кривой);. б) по начальному участку кривой в интервале между первым и вторым критическим давлением (от точки а до точки b); в) по-конечному участку в интервале давлений выше второго критического (от точки b до точки г). Учитывая, что в процессе исследования изменялась не только приемистость, но и мощность, принимающая воду, были рассмотрены три варианта учета этого фактора. 1. Коэффициент а определялся по индикаторной кривой для всего вскрытого перфорацией разреза. Получены значение коэффициента а для всего диапазона давлений 0,03 (кгс/см2)-1, в интервале давлений до второго критического—0,06 (кгс/см2)-1, выше этого давления α стремится к бесконечности (см. дальше в табл.22). 2. Коэффициент α определялся по удельной приемистости. Удельная приемистость вычислялась по отношению ко всей мощности продуктивных интервалов, в которых хотя бы часть разреза принимала воду (см. табл. 20). Так, при давлении нагнетания 79 кгс/см2 эффективная мощность работающих интервалов принималась 15,2 м. В этом случае для всего диапазона давлений получено значение коэффициента а =0,04, для начального участка индикаторной кривой α=0,06 и для конечного участка а =0,02 (кгс/см2)-1. Таким образом, при учете вскрытой эффективной мощности продуктивных отложений, в которые поступает вода, при данном режиме закачки, как и в первом случае, значения коэффициента α уменьшаются с увеличением давления нагнетания. 3. Коэффициент α определялся по значению удельной приемистости, отнесенной только к мощности, принимающей воду по данным РГД (см. табл. 20). В этом случае темп изменения проницаемости увеличивался с повышением давления, что больше соответствует действительности. Разница в значениях коэффициента α для начального и конечного участков существенная: при среднем значении коэф156 Таблица 21 Данные, полученные с помощью КВД при различных давлениях нагнетания в скважине Осинского месторождения Давление на забое нагнетаУстановивВскрытая тельной скважины, кгс/см2 шаяся при мощность КВД Рсо-P(tk), кгс/см2 емистость до продуктивв начале в конце остановки ных интерваисследования исследования скважины, лов, прини м3/сут мающих, воду, м / 189 152 37 50 15,2 2 3 252 289 152,5 144 99,5 145 330 1100 21,6 14,2 фициента α =0,06 для начального участка индикаторной кривой он равнялся 0,002, а для конечного—0,062 (кгс/см2)-1. Результаты обработки данных исследования на установившихся режимах показали, что оценку коэффициента α нужно проводить не по общей приемистости, а по удельной, вычисленной с учетом мощности продуктивных интервалов, принимающих воду по данным РГД. Для определения коэффициента α использовались также данные исследования на неустановившихся режимах. В скважине были сняты кривые восстановления давления на трех режимах (табл. 21, рис. 74). Кривые / и 3 охватывают весь диапазон давлений, в котором снята индикаторная кривая (см. рис. 72), кривые 1 и 2— интервал давлений до второго критического, кривые 2 и 3— интервал давлений выше второго критического. В табл. 22 приведены значения параметра α, определенного по КВД. Как видно, колебания значений параметра α, полученного по КВД, значительно меньше, чем полученного по индикаторной кривой. Учет интервала мощности пласта, принимающего воду, также оказал меньшее влияние на величину параметра α. Объясняется это тем, что значения α, оцененные по КВД, характеризуют изменение свойств коллектора в зоне, более удаленной от нагнетательной скважины, где раскрытие трещин сказывается на проводимости коллектора в меньшей степени. Качественно закономерность изменения параметра α в зависимости от давления осталась прежней: в пределах давлений до второго критического параметр а меньше, чем при превышении этого давления. В табл. 22 сведены все значения параметра α, определенные по данным исследований на установившихся и неустановившихся режимах. Для интервала давлений до второго критического по КВД и 157 Таблица 22 Значения параметра α, определенного по индикаторным кривым и КВД Параметр α, (кгс/см2)—1 Условия исследований для всего интервала испытанных давлений до второго критического давления выше второго критического давления мощность не учитывалась 0,03 учитывалась вся вскрытая эффективная мощность 0,04 продуктивных интервалов, принимающих воду 0,06 0,06 ∞ 0,02 учитывалась мощность интервалов, принимающих воду, по замерам РГД 0,053 0,023 0,062 0,026 мощность 0,027 0,022 0,015 0,03 0,042 0,01 0,042 На установившихся режимах (обработка индикаторных кривых) На неустановившихся режимах (обра ботка КВД) мощность не учитывалась учитывалась вся эффективная интервалов, принимающих воду учитывалась мощность интервалов, принимающих воду, по замерам РГД 0,023 индикаторной кривой параметр α составляет ~ 0,01— 0,023 (кгс/см2)-1, при более высоких давлениях 0,04—0,06 (кгс/см2)-1. Значение α, определенное по индикаторной кривой с учетом мощности, принимающей воду по замерам РГД, отражает локальные изменения состояния коллектора в непосредственной близости от нагнетательной скважины, а определенное по КВД характеризует более удаленную зону. Проведенные исследования еще явно недостаточны для окончательных выводов, но полученные отличия в значениях коэффициентов по различным методам вполне объяснимы. Очевидно, что для расчетов объема закачки при различных давления нагнетания следует использовать значения α, определенные по| индикаторным кривым с учетом принимающих мощностей (по РГД), а при расчетах показателей разработки для системы скважин—значения α, определенные по КВД. Ниже приведены некоторые данные о значениях параметра α по другим месторождениям Советского Союза. Обработка фактических индикаторных кривых для девонских отложений Ромашкинского месторождения дает значения α в пределах 0,01—0,03 (кгс/см2)-1. Для Арланского месторождения по результатам обработки кривых зависимости приемистости от давления, приведенных в работе [43] для большой группы 158 скважин, α равно 0,017—0,02; А. А. Литвиновым и др. [59] приведены значения коэффициента α =0,03 (кгс/см2)-1 для районов Урало-Поволжья. В лабораторных условиях (см. гл. III) величина коэффициента для пористых коллекторов в среднем составляла 0,001 (кгс/см2)-1, для трещиноватых—0,017 (кгс/см2)-1. Большие значения α, полученные по фактическим данным исследования скважин по сравнению с результатами лабораторных исследований пористых коллекторов, еще раз подтверждают, что при повышении давления в районе нагнетательной скважины, кроме изменения проницаемости самого коллектора,. происходит раскрытие трещин. Интересно, что для рыхлого несцементированного песка с повышением давления нагнетания индикаторные кривые получаются также выпуклыми к оси дебитов. На описанном в работе [114] месторождении Вилмингтон в процессе закачки воды давление нагнетания превышало вертикальное горное. В рыхлом несцементированном песке трещины не могли образовываться, и нелинейный характер индикаторной кривой может быть связан только с переупаковкой и уплотнением частиц породы, слагающей продуктивный пласт. Характерно, что в таком несцементированном песке вся мощность пласта принимала воду во всем диапазоне давлений нагнетания. Значение α для несцементированного песка можно считать верхним пределом для порового коллектора. Обработка индикаторных кривых для скважин месторождения Вилмингтон дала значение α 0,013—0,029 (кгс/см2)-1. § 3. ВРЕМЯ РЕАКЦИИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН НА ПОВЫШЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ НАГНЕТАНИЯ Реальные насыщенные жидкостью коллекторы обладают упругостью, и поэтому эффект от повышения давления нагнетания (изменение приемистости, дебитов, пластового давления) проявляется не сразу, а через какой-то промежуток времени, который зависит от характера коллектора и жидкости, расстояния между нагнетательными и эксплуатационными скважинами, связи рассматриваемого участка залежи с законтурной областью и соседними участками и других условий. Поэтому при организации и проведении промысловых экспериментов при разных давлениях нагнетания и изменении режима заводнения в процессе разработки очень важно знать, через какое время можно ждать реакции скважин на повышение давления нагнетания, чтобы оценить надежность и представительность полученных в процессе наблюдения результатов. Теория упругого режима и методы расчета показателей процесса в ограниченном открытом пласте и в замкнутом пласте даны в работе [103]. 159 Учитывая многообразие факторов, влияющих на процессы, происходящие в упругом пласте при изменении режима работы нагнетательных скважин, во ВНИИ А. В. Афанасьева А. П. Андреева и Л. Г. Коган провели исследование на электроинтеграторе неустановившейся фильтрации в процессе заводнения при повышении давления нагнетания при разных условия на границе участка, различном размещении скважин и разной Рис. 75. Расположение скважин и характер распространения коллектора в элементах пласта: 1 — нагнетательная скважина; 2 — эксплуатационная скважина; 3 — граница пласта; 4 — коллектор проницаемостью k1, 5 — коллектор проницаемостью k2 характеристике коллекторов. На модели воспроизводились условия, близкие к наблюдавшимся при очаговом заводнении девонских отложений Ромашкинского месторождения. Были смоделированы элементы непрерывного пласта с типичными для этого месторождения условиями залегания коллекторов (рис. 75). I. Линза — элемент пласта, ограниченный со всех сторон линией выклинивания (рис. 75, I). II. Участок непрерывного пласта, ограниченный изобарой с заданной величиной давления (рис. 75, II). III. Полоса—элемент пласта, с двух сторон ограниченный линиями выклинивания и с двух других — изобарой с заданной величиной давления (рис. 75, III). Кроме условий на границе, изучалось влияние свойств коллектора и его неоднородности. В однородном пласте (см. рис. 75) коллектор в одних задачах был представлен высокопроницаемыми породами (песчаники), в других—более плотными и менее проницаемыми (алевролиты). Неоднородный пласт в пределах участка был представлен коллекторами различной 160 проницаемости. Характер изучаемой неоднородности по площади виден на рис. 75. Коллекторы, условно названные песчаниками, имели пористость 20%, проницаемость 500 мД, пьезопроводность 6200 см2/с, алевролиты—пористость 18%, проницаемость 100 мД, пьезопроводность — 1200 см2/с. Начальное пластовое давление р0 = 175 кгс/см2. Участок вводился в разработку при давлении на забое нагнетательной скважины pнз=260 кгс/см2, что соответствует давлению на устье 90—100 кгс/см2. Затем, после достижения установившегося состояния давление на забое повышалось до pн'=440 кгс/см2 (примерно 250 кгс/см2 на устье). Давление на забое эксплуатационных скважин было выше давления насыщения: pэз==90 кгс/см2. В табл. 23 дана характеристика рассмотренных вариантов. Таблица 23 Характеристика элементов пласта, исследованных на электроинтеграторе В табл. 24—25 приведены данные о приемистости и пластовом давлении в районе нагнетательной скважины при изменении давления нагнетания для существенно отличных условий на границе участка, разных проницаемости и характера неоднородности коллекторов. Исследовалось изменение во времени как абсолютного значения приемистости и давления, так и относительного по сравнению с установившейся приемистостью и давлением на момент смены режима закачки. Ниже рассмотрена более подробно роль отдельных факторов. Влияние характера сообщаемости участка с залежью. В задачах 4, 5, 6 исследовался процесс неустановившейся фильтрации: а) в замкнутой линзе, не имеющей сообщения с продуктивным пластом за пределами участка; б) на участке, выделенном в непрерывном пласте по изобаре, причем на границе его поддерживается постоянное давление, равное начальному пластовому; в) на участке, ограниченном с двух сторон линией выклинивания и с двух других сообщающимся с пластом. На последних двух сторонах задано постоянное давление. Во всех задачах расстояние до границы было одинаковым и равнялось утроенному расстоянию между эксплуатационными скважинами. Сравнение темпов изменения приемистости и пластового давления (см. табл. 24, 25 и рис. 76, а) показывает, что условия на границе и характер связи рассматриваемого участка с остальной частью залежи практически не оказывают влияния на время стабилизации этих показателей. Во всех случаях основной прирост давления и приемистости наблюдался за первые 3—4 суток. Так, из общего прироста давления в однородном пласте, равного 77—78 кгс/см2, за это время давление возросло примерно на 72 кгс/см2, за последующие 3 суток на 3,5 кгс/см2, дальше за 11 суток еще на 2 кгс/см2, и затем оно практически устанавливается. При повышении давления нагнетания приемистость резко возрастает, а затем немного снижается и устанавливается на определенном уровне. Для рассматриваемого конкретного примера при повышении давления приемистость возросла более чем в 2 раза и независимо от условий на границе быстро стабилизировалась при новом режиме. Так, через 4 суток после скачка давления она отличалась от установившейся при новом давлении только на 3%. По абсолютному значению приемистость к 4 суткам увеличилась примерно до 200 м3/сут, а за последующие 3 суток она уменьшилась на 4—5 м3/сут, далее за 10 суток еще на 2—3 м3/сут и затем практически установилась. Влияние близости границ. Границы литологического замещения коллекторов часто проводятся довольно условно. Поэтому было оценено влияние близости границ на работу нагнетательной скважины при изменении давления нагнетания. В задачах 10, 11, 12 расстояние до границы пласта было уменьшено в 162 3 раза и равнялось расстоянию между эксплуатационными скважинами. Несмотря на это абсолютные значения приемистости и давления и их изменения во времени не отличались от показателей при значительно большем удалении от границ (см. рис. 76, а). Влияние проницаемости коллектора. В задачах 13, 14 и 15 при сохранении остальных условий задач 4, 5 и 6 проницаемость коллектора уменьшена в 5 раз (100 мД против 500 мД). Есте- Рис. 76. Влияние на изменение относительной приемистости и пластового давления в районе нагнетательной скважины: а—условии на границе участка: б—коллекторских свойств: в—неоднородности коллектора в пределах участка; t — время с момента повышения давления нагнетания Цифры у кривых соответствуют номерам задач в табл. 23. ственно, что установившаяся приемистость была меньше, чем в задачах с высокой проницаемостью (табл. 24). Однако относительный прирост давления и приемистости по сравнению с показателями до скачка давления несмотря на различие в проницаемости отличается не существенно. Время же стабилизации приемистости и давления несколько увеличилось (рис. 76, б). Так, если в предыдущих вариантах основные изменения приемистости и дебита происходят за 4 суток, а за 19 суток процесс можно считать практически установившимся, то в менее проницаемом коллекторе такие условия достигаются за более длительные сроки. Но и в этом случае наибольший прирост давления и изменение приемистости происходят сравнительно быстро. Через 4 суток приемистость отличается от установившейся 165 при новом режиме на 23%, а через 19 суток—только на 5%, пластовое давление составляет соответственно 75 и 92% от установившегося. Влияние неоднородности коллектора. В высокопроницаемом коллекторе рассматривался участок, до границы которого от нагнетательной скважины имелся сектор с проницаемостью в 5 раз меньше (задачи 17, 18, 19). Как видно из рис. 76, в, наличие достаточно большой области коллектора ухудшенной проницаемости не оказало влияния на время стабилизации приемистости и пластового давления в районе нагнетательной скважины. Исходя из изложенного выше представления о механизме заводнения при высоких давлениях, на электроинтеграторе были воспроизведены условия, отражающие изменения проводимости коллектора в призабойной зоне за счет раскрытия трещин при превышении критического давления. В задачах 7 и 8 (см. табл. 23) одновременно с повышением давления на забое нагнетательной скважины изменялся ее приведенный радиус (rсп) за счет увеличения проницаемости коллектора в призабойной зоне при раскрытии трещин. На рис. 77 показаны пластовое давление и относительная приемистость в районе нагнетательной скважины. Так же как и раньше, отсчет времени начинали с момента повышения давления нагнетания. Как видно, существенное изменение проводимости пласта в районе нагнетательной скважины не сказывается на длительности неустановившейся фильтрации; время стабилизации давления и приемистости для задач 7 и 8 практически такое же, как и для задачи 6, где приведенный радиус был на один-два порядка меньше. Абсолютные же значения приемистости и давления существенно возрастают при прочих равных условиях. Изменяется также давление и в пределах участка. На рис. 78 показано установившееся пластовое давление до и после изменения режима закачки по линии, проходящей через скв. 1, 2 и 3 до границы участка. Изменение состояния коллектора в районе нагнетательной скважины резко снизило потери давления, особенно в пределах до первого ряда эксплуатационных скважин. Так, при приведенном радиусе скважины 10 м градиенты давления на участке вблизи эксплуатационных скважин возросли с 0,02—0,03 до 0,15—0,20 кгс/(см2 · м), а в радиусе 100 м у нагнетательной скважины они превышали 1 кгс/(см2 · м). Таким образом, результаты исследования на электроинтеграторе работы нагнетательной скважины при неустановившейся фильтрации показали, что эта скважина быстро реагирует на повышение давления нагнетания. В типичном для восточных районов диапазоне изменения проницаемости (100—500 мД) и при распространенной плотности сетки скважин основной при166 рост приемистости и давления происходит в течение 3—4 суток. На время реакции скважин не оказывают существенного влияния условия на границе и изменение коллекторских свойств в большом диапазоне. Следовательно, при проведении исследований нагнетательных скважин достаточно надежные данные о приемистости давлении можно получить в первые несколько суток после повышения давления в нагнетательной скважине. Рис. 77. Приемистость (а) и давление (б) в районе нагнетательной скважины q=q2/q1уст; р=р2/р1уст Цифры у кривых соответствуют номерам задач в табл. 23 Рис. 78. Распределение установившегося пластового давления по линии АА' (см. рис. 75): а — задача 6; б — задача 7; в — задача 8; 1 — до повышения давления нагнетания; 2—через 6 мес. после повышения давления § 4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТА И НЕНЬЮТОНОВСКОИ ЖИДКОСТИ ПО ДАННЫМ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН Необходимые для определения дебита или перепада давления неизвестные параметры можно находить по индикаторным линиям эксплуатационных скважин. Коэффициент гидропроводности k0h/μ можно определять по прямолинейному участку индикаторной линии. 167 Коэффициент продуктивности определяется по формуле где Δu — функция перепада давления; Δp* — отрезок, отсекаемый на оси перепадов давления при продолжении прямолинейного участка индикаторной линии. Отсюда легко определяется коэффициент подвижности. Анализ индикаторных линий, снятых при фильтрации однофазной нефти, указывает на структурно-механические свойства нефтей. На оси Δu отсекается отрезок Δp*, который соответствует перепаду, затрачиваемому на преодоление начального напряжения сдвига. По результатам исследования скважин месторождения Узень [90], пользуясь известной формулой, авторы вычислили начальные градиенты давления (значения радиуса влияния скважины rк были приняты равными 100 и 200 м). Оказалось (табл. 26), что даже для случая rк=200 м начальные градиенты давления по пластам составили следующие величины: XIII—0,050 кгс/(см2 · м), XIV—0,042 кгс/(см2 · м), XV— 0,066 кгс/(см2 · м) и XVII—0,080 кгс/(см2 · м). Это очень высокие значения. Вычисленные начальные градиенты давления поч169 ти совпадают с фактическими градиентами давления между рядами скважин. Наибольшие значения отмечаются по скважинам, находящимся ближе к контуру нефтеносности, где наблюдается повышенное содержание асфальтено-смолистых веществ (более 30—35%). При таких средних значениях начальных градиентов в неоднородных по проницаемости и пористости пластах может быть ряд нефтенасыщенных прослоев, в которых фильтрация нефти при существующих градиентах давления исключена. Это приводит к уменьшению коэффициента нефтеотдачи. 170 ГЛАВА V РАСЧЕТЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЗАВОДНЕНИЯ ПРИ ВЫСОКИХ ДАВЛЕНИЯХ НАГНЕТАНИЯ § 1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДЕБИТОВ СИСТЕМ СКВАЖИН В настоящее время все гидродинамические расчеты по определению основных технологических показателей разработки продлятся по формулам линейной теории фильтрации, т. е. по методикам, принимающим линейную зависимость дебита (расхода) от перепада давления. Выше в главах II—IV было показано, что процесс фильтрации в разных пластах и в каждом из них по площади может описываться, строго говоря, разными иконами, что приводит к существенному изменению методик проектирования и анализа разработки месторождений. При этом значительно возрастает роль детального изучения физико-геологического алогического строения пластов. Необходимо прежде всего провести детальную корреляцию пластов по проницаемым прослоям по комплексу показателей: по результатам анализа кернов, по данным детальной комплексной расшифровки геофизических материалов, по характеру профилей приемистости и отдачи в скважинах и т. д. На основе этих данных, исходя из зональной неоднородности пластов, в разрезе выделяют ряд характерных интервалов, которые прослеживаются по всему месторождению или по отдельным самодеятельным его участкам. Обязательным условием проектирования разработки является снятие профилей приемистости в нагнетательных скважинах и их работе на различных режимах, начиная от минимальных значений давлений на устьях и кончая максимально возможными. По первым, пробуренным на месторождении скважинам для разных значений давления необходимо снять не менее чем по 3—5 профилей приемистости и отдачи, а также кривые восстановления давления. Затем, зная значения забойных давлений при разных режимах работы нагнетательных и эксплуатационных скважин и соответствующие им расходы воды и дебиты нефти по прослоям (пластам), строят по ним индикаторные линии. Форма индикаторных линий и результаты их расшифровки являются основным критерием применимости соответствующих формул для гидродинамических расчетов. По данным расшифровки индикаторных линий и КВД определяется гидропроводность, коэффициент изменения гидропроводности, параметр, 171 характеризующий инерционные сопротивления, и параметры, отражающие неньютоновский характер фильтрации жидкостей. Далее, все гидродинамические расчеты проводят отдельно для каждого характерного пласта с последующим суммированием величин расходов (дебитов) по всему разрезу. Здесь особо следует подчеркнуть, что в общем случае все названные выше параметры по пластам, а также по площади распространения каждого пласта могут быть разными, что и должно учитываться в расчетах по определению дебитов систем скважин. Из изложенного следует, что для одного пласта (прослоя) имеется несколько зон, процесс фильтрации по которым подчиняется разным законам. Вполне очевидно, что можно указать множество вариантов расположения этих зон фильтрации, в зависимости от физикогеологических свойств пласта и системы разработки. Рассмотрим наиболее общий случай размещения этих зон фильтрации (рис. 79). На рисунке рсн, рлн—давление соответственно на забое Рис. 79, Зоны фильтрации при линейном нагнетательных скважин и на линии нагнетания; размещении скважин р*—первое критическое давление; р0—начальное пластовое давление; рсэ1, рсэ2—давление на забое эксплуатационных скважин при рядных системах разработки; р э1, рэ2,—среднее давление на линиях соответствующих эксплуатационных рядов. Считаем, что инерционные сопротивления возникают только в призабойных зонах пластов. Предполагаем также, что по всему пласту преодолен начальный градиент давления сдвига. Зоны I—III в основном отличаются по характеру деформации пласта в зависимости от величины пластового давления. В зоне I давление на линии нагнетания выше первого критического р*, т. е. рсн> рлн>p*. Здесь и далее будем считать, что второе критическое давление на линиях нагнетательных скважин по технологическим соображениям не будет превзойдено. В зоне I происходит раскрытие трещин, проницаемость существенно увеличивается с увеличением давления нагнетания и становится выше проницаемости k*, которая была в пласте до первого критического давления: k(р)≥ k* (p*). В зоне II раскрытия трещин не происходит. Как показано в главе II, в поровых коллекторах изменение проницаемости с изменением давления неизмеримо мало по сравнению с порово172 трещиноватыми коллекторами, и поэтому в зоне II проницаемость считается неизменной и равной начальной величине k0. В зоне III вследствие понижения давления ниже начального и вследствие упругой, упруго-пластической и пластической деформаций пород проницаемость может изменяться обратимо, частично необратимо или полностью необратимо, что необходимо учитывать при описании процесса фильтрации. В последующих зонах между первым и вторым, а также между вторым и третьим рядам, и эксплуатационных скважин могут быть качественно такие же изменения проницаемости, что и в зоне III, но с другими абсолютными значениями. Ниже выпишем формулы, характеризующие процесс фильтрации жидкостей по зонам. Формулы притока для четырех зон фильтрации имеют вид: Формулы для определения приемистости одной скважины нагнетательного ряда и одной скважины соответственно первого и второго эксплуатационных рядов имеют вид: Кроме того, дополнительными уравнениями являются В системе, (50)—(51) параметры пласта k*, h*, α и жидкости μ известны по данным промысловых и лабораторных исследований. Геометрические размеры l*, l0, l, l1, Rc1, Rc2, σн, σэ1, σэ2 задаются. Кроме того, давления на забоях эксплуатационных 173 (рc1, рc2) и нагнетательных рcн, скважин определяются из технологических соображений. Неизвестными являются рлн, рэ1, рэ2, Q1, Q2 (см. рис. 79). Таким образом, исключив из системы (50)—(51) неизвестные значения давлений рлн, рэ1, рэ2 получаем два уравнения для определения дебитов рядов скважин: Если дебиты и приемистость скважин не очень большие и инерционными сопротивлениями, возникающими при поступлении жидкости из скважины в пласт (или из пласта в скважину), можно пренебречь, то формулы будут иметь вид: Это известные формулы Ю. II. Борисова для двухрядной системы скважин, только вместо разности давлений введена функция, учитывающая как величину давления, так и влияние его на проницаемость коллектора. Правомощность использования методики Ю. П. Борисова [16] в случае изменения свойств коллектора при раскрытии трещин под действием давления в районе нагнетательных скважин была проверена нами в опытах на электромодели (см. гл. III). При воспроизведении на электромодели условий вытеснения нефти из порового коллектора с раскрытием в нем трещин при превышении критического давления основные предпосылки методики Ю. П. Борисова сохраняются: на расстоянии σн/π от нагнетательной скважины при наличии трещин различной ориентации и протяженности изобара была близка к круговой, и значение давления на ней соответствовало среднему давлению на линии нагнетания. Абсолютные значения давления на линии нагнетания при наличии трещин, естественно, были выше, чем в чисто пористом коллекторе. 174 На практике могут быть различные случаи расположения в пределах залежи изобары, на которой давление равно р*. Так, для условий разработки месторождений, имеющих коллекторы, аналогичные коллекторам горизонта ДI Ромашкинского месторождения, и принятых в отечественной практике расстояниях между рядами и скважинами, эта линия будет размещаться между нагнетательным и первым эксплуатационным рядами. Для условий разработки месторождений с явно выраженной трещиноватостью (как, например, некоторые месторождения Пермской области) изобара с р* перемещается в сторону ряда эксплуатационных скважин. В зависимости от режима закачки и геологических особенностей объекта могут создаться условия, когда давление в зоне отбора превысит первое критическое давление. Аналогично для случая радиальной фильтрации от нагнетательной скважины, например, к круговой линии отбора с учетом перечисленных эффектов также можно выделить три зоны: зона I между линией отбора радиусом Rэ и окружностью радиусом R*, на которой давление равно критическому (в дальнейшем речь идет о первом критическом давлении); считаем, в первом приближении, что в пределах этой зоны проницаемость не зависит от давления и что влиянием этого фактора можно пренебречь; зона II—между окружностями радиусом R* и Rи; гидропроводность в ней изменяется в зависимости от давления, например, по закону (7); зона III—в пределах окружности радиусом Rи и стенкой скважины; в этой зоне проницаемость изменяется в зависимости от давления с одновременным проявлением инерционных сопротивлений. Предполагается, что во всех трех зонах преодолен начальный градиент давления сдвига. Для этого случая аналогично предыдущему можно выписать следующую обобщенную формулу для приемистости нагнетательной скважины: Если происходит фильтрация нефтей без проявления начального градиента давления и без возникновения существенных инерционных сопротивлений, то формула для приемистости нагнетательной скважины при давлениях на линии отбора, меньших давления раскрытия трещин (рэ≤р*≤рсн), имеет вид: 175 Формула, описывающая приемистость при давлениях на линии отбора, равных или больших давления раскрытия трещин (р*<рэ<рсн), имеем вид: В формулах (54)—(56): В—коэффициент, характеризующий инерционные сопротивления (В=0÷10-4); (dp/dx)*—начальный градиент давления сдвига, при котором начинается процесс фильтрации—0÷0,01 кгс/см2 · м) и более. Работу эксплуатационных скважин также можно учесть, воспользовавшись методикой Ю. П. Борисова. Для случая радиальной фильтрации от нагнетательной скважины к ряду эксплуатационных скважин общий расход жидкости равняется (р э≤р*≤рсн) где Rэ—расстояние от нагнетательной скважины до ряда эксплуатационных скважин; Rсэ, Rсн— радиус соответственно эксплуатационной и нагнетательной скважины; σэ—половина расстояния между эксплуатационными скважинами в ряду. Остальные обозначения прежние. Аналогично можно выразить расход жидкости и для многорядной системы. При определении технологических показателей необходимо учитывать особенности заводнения при различных давлениях нагнетания, а именно: а) отсутствие приемистости при давлении нагнетания ниже первого критического для данного коллектора давления; б) увеличение общей мощности, принимающей воду в нагнетательных скважинах с ростом давления нагнетания в пределах до второго критического давления. При совместной эксплуатации нескольких пластов различной характеристики общая приемистость их при любом давлении нагнетания будет равна сумме приемистостей всех подключившихся в работу пластов. Обобщенный график зависимости мощ176 ности пласта, принимающего воду, и приемистости от давления показан на рис. 45. Рассмотрим влияние повышения давления нагнетания на показатели совместной работы нескольких изолированных непроницаемыми перемычками пластов различной характеристики (рис. 46) для случая, описываемого формулой (56). Пласты обычно имеют различные проницаемость, критическое давление и различный характер изменения проницаемости коллектора с изменением давления, определяемый величиной коэффициента α. Мощность, принимающая воду, также зависит от давления и в пределе стремится к вскрытой эффективной мощности. При этом наиболее проницаемые коллекторы разреза характеризуются обычно меньшими значениями коэффициента α и первого критического давления. Рассмотрим влияние давления нагнетания при разработке отложений, включающих n продуктивных интервалов, для которых Считаем, что при превышении первого критического давления для данного пласта он начинает принимать воду. При давлении нагнетания р2* >рсн1>р1* воду будет принимать только первый пласт, остальные, в работе не участвуют. Тогда в случае радиальной фильтрации от нагнетательной скважины к круговой галерее: При повышении давления до р3* >рсн2>р2* работу подключится второй пласт, и общая приемистость будет равна Для n прослоев при давлении нагнетания рсн≥pn*, достигается полный охват по мощности всей продуктивной толщи, и общая приемистость равна 177 В результате действия таких факторов, как изменение свойств коллекторов с изменением давления и поочередное подключение в работу пластов при достижении соответствующих критических давлений, общий объем закачки воды, и добыча нефти увеличиваются быстрее, чем давление нагнетания, и происходит вовлечение в разработку дополнительных запасов нефти. § 2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЧИСЛА СКВАЖИН При проектировании и анализе процесса заводнения до сих пор считали, что приемистость нагнетательных скважин прямо пропорциональна перепаду давления. Однако, как было показано выше, фактические зависимости оказались значительно сложнее. Учет изменения проницаемости коллекторов с изменением давления и подключения прослоев различной характеристики при повышении давления нагнетания, учет существенных инерционных сопротивлений и неньютоновского характера фильтрации дает возможность поновому оценить соотношение числа нагнетательных скважин и давления нагнетания. Для одного пласта средняя приемистость нагнетательной скважины в ряду может рассчитываться по формуле. где Δu—функция давления для следующих случаев: а) когда давление на линии нагнетания pлн меньше критического р*. которое в свою очередь меньше забойного рсн тогда б) когда давление на линии нагнетания рлн выше критического давления Суммарная закачка воды на линии нагнетания составит где N — число нагнетательных скважин; S — длина линии нагнетания; α—коэффициент в формуле (7). Из формул (61) и (64) имеем 178 Отсюда путем подбора или графически определяется половина расстояния между нагнетательными скважинами σн, а следовательно, и число нагнетательных скважин При определении числа скважин по формулам (61)—(65) заранее в функции Δu задаются средним давлением на линии нагнетания. Строго говоря, такой подход не совсем точен, поскольку это среднее давление зависит от забойных давлений в эксплуатационных и нагнетательных скважинах, от сетки размещения скважин и параметров пласта. Поэтому для определения оптимального расстояния между нагнетательными скважинами следует воспользоваться полной системой уравнений (52)—(53). Можно, например, задаваясь различными значениями σн, определить соответствующие им суммарные дебиты Q эксплуатационных скважин при постоянных остальных данных. Из зависимости σн(Q) можно получить более обоснованное значение расстояния между нагнетательными скважинами, чем по формулам (61) и (65). Как указывалось выше, число нагнетательных скважин часто предопределяется геологическими особенностями объекта и характеристикой коллектора. В этом случае при заданном числе нагнетательных скважин N определяют суммарный объем закачки воды и приемистость нагнетательных скважин при различных давлениях нагнетания. Приведенные выше формулы позволяют рассчитывать объем закачки воды и суммарный отбор для данной системы размещения нагнетательных и эксплуатационных скважин. Увеличение перепада давления при повышении давления нагнетания влияет на работу эксплуатационных скважин двояко: 1) вследствие уменьшения общих фильтрационных сопротивлений при изменении проницаемости коллектора дебит эксплуатационных скважин увеличивается; 2) в результате подключения прослоев при превышении критического давления в нагнетательных скважинах увеличивается как дебит, так и охват процессом вытеснения и суммарный отбор нефти, приходящийся на одну эксплуатационную скважину за весь срок разработки. Поэтому, как указывалось выше, вопрос о числе эксплуатационных скважин для каждого объекта должен решаться с позиции не только увеличения темпа отбора, но и вовлечения в разработку максимально возможных запасов нефти. В относительно однородных и непрерывных коллекторах повышение давления нагнетания позволяет уменьшить число эксплуатационных скважин и обеспечить необходимую добычу нефти при меньшем их фонде. В неоднородных и прерывистых коллекторах число и размещение эксплуатационных скважин в первую очередь определяется геологическими особенностями 179 объекта: для более полной выработки нефти, даже при хорошем охвате по мощности в нагнетательных скважинах, может потребоваться бурение дополнительного их числа по сравнению с непрерывным коллектором. И, наконец, специфичным, по сравнению с существующей практикой проектирования, является условие о недопустимости повышения пластового давления в зоне отбора выше первого критического. Если производительность эксплуатационных скважин при существующем техническом оснащении не обеспечивает необходимые высокие отборы, то может потребоваться бурение дополнительных эксплуатационных скважин только для того, чтобы предотвратить повышение пластового давления в зоне отбора выше второго критического значения. § 3 РАСЧЕТ ПРОЦЕССА ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ С УЧЕТОМ ВЛИЯНИЯ ДАВЛЕНИЯ НА ПРОНИЦАЕМОСТЬ КОЛЛЕКТОРА В работах [5, 74] было предложено использовать для оценки характеристик процесса вытеснения нефти водой с учетом изменения свойств коллектора под действием давления теорию Баклея-Леверетта. Основанием для этого служили результаты лабораторных исследований (см. гл. II), которые показали, что фазовые проницаемости для нефти и воды не зависят от давления. в широком диапазоне его изменения. Кроме того, установлено, что изменением пористости под действием давления можно пренебречь, а изменение проницаемости для практических целей удобно представить в виде [см. (7)] Согласно теории Баклея—Леверетта, закон Дарси для каждой из жидкостей имеет вид: где vн, vв — скорости фильтрации соответственно нефти и воды; f1(s), f2(s),—относительные проницаемости для нефти и воды; s—водонасыщенность; μн, μв—вязкость нефти и воды; р— давление. Вводится вспомогательная функция Тогда уравнения (67) принимают вид: 180 Это обычные уравнения совместной фильтрации несмешивающихся жидкостей, только вместо давления р используется функция давления Р(р). Поэтому все особенности вытеснения нефти водой для случая постоянной проницаемости, которые в настоящее время достаточно изучены, остаются справедливыми и для процесса вытеснения, когда проницаемость является известной функцией давления. Уравнение фронтовой насыщенности имеет вид: где f(s) —функция Баклея—Леверетта: Для случая радиальной фильтрации от нагнетательной скважины к эксплуатационной галерее текущий дебит жидкости определяется из уравнений: до прорыва воды после прорыва воды где f'(s) и f''(s) —соответственно первая и вторая производные по s функции Леверетта f(s); функция φ(s)=f1(s)/μн+ f2(s)/μв; sф—фронтовая насыщенность; sк—насыщенность на контуре; Rф—радиус фронта. Текущий радиус фронта находится из уравнения Суммарная закачка вытесняющей жидкости Насыщенность на эксплуатационной галерее определяется из уравнения 181 Для получения дебита q(t) задаются последовательно значениями Q(tj) (j=1, 2, 3) и из (74) или из (75), (76) находят Rф или sjk и одним из приближенных методов вычисляют значения интегралов в (72) или (73). Затем определяют q(t) так как ΔР задано. Соответствующий промежуток времени находится из соотношения: Дебит воды после прорыва Распределение функции давления Р(r) по пласту дается решением уравнения переход к давлению осуществляется с помощью решения уравнения (68) относительно р. Текущая нефтеотдача где sсв—насыщенность пласта связанной водой. В такой постановке задача для случая линейной и радиальной фильтрации была рассмотрена во ВНИИ Н. А. Токаревой. При этом использовалась аппроксимация функции Баклея—Леверетта и функции сопротивления, как это предложено в работе [29]; sно — остаточная нефтенасыщенность. Функция cопротивления 182 Коэффициенты a2, b2, c2, a3, b3, c3 даны в таблицах [29] для различных экспериментальных кривых зависимости фазовой проницаемости от насыщенности. Уравнение фронтовой насыщенности с учетом аппроксимации функции Баклея— Леверетта имеет вид В связи с трудоемкостью решения задачи для определения характеристик процесса вытеснения нефти водой с учетом изменения проницаемости в зависимости от давлении была составлена программа на алголе для счета на ЭВМ БЭСМ-6 для случая плоскопараллельной фильтрации и радиальной фильтрации от нагнетательной скважины к круговой эксплуатационной галерее. Программа позволяла определить накопленную и текущую добычу жидкости, нефти и воды, время прорыва, долю нефти в потоке, фронтовую водо- и нефтенасыщенность, перемещение водонефтяного контакта во времени, распределение давления по пласту в любой момент времени. Ниже приведены результаты расчетов для случая радиальной фильтрации при следующих исходных данных: пористость m=0,2, остаточная нефтенасыщенность sно=0,2, давление на забое нагнетательной скважины pсн=400 кгс/см2, давление на линии отбора pэ=100 кгс/см2, начальное пластовое давление p0=200 кгс/см2, мощность пласта h=1 м, радиус эксплуатационной галереи Rэ==600 м, приведенный радиус скважины Rс= =10-3 м. Фазовые проницаемости взяты по данным Д. А. Эфроса (кривая 6 из работы [29]), для которой постоянные коэффициенты равны: a2=10,72; b2= 134,22; c2=4,26; a3=0,028; b3=0,194; c3=0,737. Соотношение вязкостей нефти и воды μ'0=1, 5, 10, 15. Абсолютная проницаемость коллектора k0=500 мД; коэффициент, учитывающий скорость изменения проницаемости с давлением, α=0; 0,005; 0,01 (кгс/см2)-1, что соответствует диапазону реальных величин α для пористых и трещиновато-пористых коллекторов (см. гл. II). Проницаемость при разных значениях α по (7). приведена на рис. 80. Значения фронтовой водонасыщенности sф не зависят от α, и для рассмотренных соотношений вязкости они равны: На рис. 81 и 82 показаны изменения накопленного отбора жидкости, дебитов жидкости и нефти в зависимости от времени закачки для соотношения вязкостей μ0=1, а в табл. 27— дебит нефти и время прорыва при разных значениях α по сравнению с темя же показателями при проницаемости коллектора, не зависящей от давления (α==0). 183 Как видно, при данной вязкости нефти время отбора одного и того же ее количества с ростом коэффициента α уменьшается, так как текущая добыча нефти при больших значениях α выше как до прорыва воды, так и после прорыва. Рис. 80. Зависимость проницаемости от давления при разных значениях параметра α, (кгс/см2)-1: 1 — α=0; 2 - α=0,005; 3 — α=0,01 Рис. 81. Накопленный отбор жидкости при μ0==1 и разных значениях параметра α, (кгс/см2)-1: 1—α=0; 2—α=0,005; 3— α=0,01; ΣQ—накопленный отбор жидкости 184 Естественно, что с увеличением проницаемости под действием давления прорыв воды произойдет быстрее, однако при этом за более короткий срок будет добыто то же количество нефти, что и при α=0 за существенно большее время (рис. 82). Изменение проницаемости в зависимости от давления очень сильно сказывается на распределении давления: с ростом коэффициента α более высокие пластовые давления перемещают- Рис. 82. Текущая добыча нефти и воды при μ0=1 и разных значениях параметра α (кгс/см2)-1: 1- α=0; 2- α=0,005; З— α=0,01 Рис. 83. Распределение пластового давления при μ0=1 и разных значениях параметра α (кгс/см2)-1: 1— α=0-О: 2 — 2- α=0,005; З— α=0,01; г — расстояние от нагнетательной скважины ся в сторону линии отбора. В целом среднее давление при больших α выше, особенно по сравнению с условиями, когда α=0 (рис. 83). В то же время характер обводнения при разных значениях α, но при одном и том же соотношении вязкостей μ0, оказался таким же, как и при α=0, т. е. при неизменной проницаемости. В табл. 27 дано сопоставление дебитов нефти и времени прорыва при разных значениях α по сравнению с показателями при α=0 для одного и того же объема закачки. Как видно, с ростом α сокращалось время прорыва и увеличивался дебит, однако относительно изменение этих показателей было одним и тем же при всех рассмотренных значениях μ 0 от 1 до 15. Постоянство отношения указанных показателей вытеснения при одном и том же α, но разных значениях μ0, вытекает из самой сути рассматриваемого процесса, поскольку давление оказывает влияние на абсолютную проницаемость, а фазовые проницаемости остаются неизменными. Следовательно, рассчитав процесс вытеснения нефти водой по теории Баклея— Леверетта при постоянной проницаемости k0 (99], можно опреде185 лить показатели процесса вытеснения при любом значении α из соотношений: где D — постоянная величина, не зависящая от вязкости и начальной проницаемости k0, но существенно зависящая от α: t—любой момент времени; tпр—время прорыва воды; qж(t)— текущая добыча жидкости; qн(t) — текущая добыча нефти; индекс α=0 соответствует случаю, когда проницаемость постоянна и равна k0 и α=0. В рассмотренном примере D =0,71 при α=0,005; и D=0,43 при α=0,01. Для любого фиксированного значения х или r Из этого отношения можно определить давление. Таким образом, изменение проницаемости с изменением давления оказывает влияние только на абсолютные значения показателей, причем с ростом α темп процесса вытеснения возрастает — сокращаются сроки извлечения одного и того же количества нефти, возрастает текущая добыча жидкости и нефти, при этом характер обводнения (доля нефти в потоке и нефтеотдача) в зависимости от объема закачки V, выраженного в долях объема пор, остается без изменения. Для каждого соотношения вязкостей μ0 в соответствии с теорией Баклея—Леверетта получены разные кривые ηн(V) и Qн(V). Но при данном значении μ0 безразмерные показатели— нефтеотдача и накопленная добыча, отнесенная к объему пор, при всех значениях α совпадают. Приведенная выше методика расчетов вытеснения нефти водой с учетом влияния давления на свойства коллектора применима и для оценки показателей процесса вытеснения из неоднородного пласта, представленного несколькими изолированными прослоями различной характеристики. В основу ее положены результаты лабораторных и промысловых исследований (см. гл. I и II), показывающих, что коллекторы отличаются не только по пористости и проницаемости, но также и по их реакции на изменение давления. При этом проницаемость плотных коллекторов изменяется с давлением более существенно, чем высокопроницаемых. 186 Таким образом, для каждого из интервалов вскрытого разреза характерны свои значения первого и второго критического давления и коэффициента α. Ниже дается пример оценки влияния повышения давления нагнетания для пласта, представленного двумя изолированными прослоями различной характеристики. Чтобы более наглядно показать роль увеличения проницаемости над действием давления, рассматривается случай, когда давление нагнетания при первом режиме закачки воды выше критического для обоих пропластков (рсн>p1* и рсн>p2*) прослоя принимают воду при всех рассмотренных давлениях нагнетания. Изучалось влияние повышения давления нагнетания на показатели заводнения при вытеснении нефти водой для двух крайних случаев неоднородности, когда пласт представлен: а) изолированными прослоями различной проницаемости и б) прослоями, сообщающимися между собой на всем расстоянии от нагнетательной до эксплуатационной скважин. Изолированные прослои существенно различной характеристики. Рассматривалось вытеснение несжимаемости жидкости в радиальном неоднородном пласте, представленном двумя изолированными пропластками различной проницаемости k1>k2 при разных давлениях нагнетания [5]. Мощность пропластков h1= h2 (пласт 1—высокопроницаемый, пласт 2—менее проницаемый). В нагнетательной скважине, расположенной в центре участка, поддерживается давление рн, на круговом контуре (эксплуатационной галерее), где проводится отбор жидкости,— давление рэ. Проницаемость коллектора (с учетом раскрытия трещин) зависит от давления, причем параметры α и р* для пластов 1 и 2 различны: α1 « α2 а;<Са2; p1*< p2*. Характеристики процесса вытеснения нефти водой при разных давлениях нагнетания для каждого прослоя определялись по теории Баклея—Леверетта для заданного перепада давления. Исходные данные приведены в табл. 28. 187 Задавалось постоянное забойное давление в эксплуатационной галерее рэ=90 кгс/см2. Процесс вытеснения рассмотрен при трех режимах работы нагнетательной скважины (трех значениях рн) 200, 270 и 410 кгс/см2 на забое. Считалось, что оба пропластка принимают воду при давлении нагнетания >200 кгс/см2. Поскольку рассматривается пласт, представленный изолированными прослоями, то для каждого интервала можно рассчитать показатели процесса вытеснения нефти водой с учетом влияния давления нагнетания: время прорыва воды, долю нефти в потоке, общий отбор и дебиты жидкости, нефти и воды на любой момент времени, как и ранее. Общий дебит жидкости, нефти и воды для всего пласта в каждый момент времени получается суммированием дебитов всех работающих прослоев. Распределение давления рассчитывается для каждого прослоя отдельно при известных значениях параметра а и заданном давлении в нагнетательных и эксплуатационных скважинах. Расчеты показали, что дебит жидкости, если исключить начальную непродолжительную стадию, при фиксированном перепаде давления почти не меняется во Рис. 84. Распределение давления при времени. Это свидетельствует о том, что для принятых радиальной фильтрации: значений вязкостей, подвижности в зоне смеси и в зоне Номера кривых соответствуют номерам чистой нефти примерно одинаковы. пластов На рис. 84 показано распределение давления по пропласткам для двух давлений нагнетания (рн=200 и рн=410 кгс/см2). При рн=200 кгс/см2 давление распределяется практически по логарифмическому закону в обоих пропластках, при рн=410 кгс/см2 кривая распределения давления в слабопроницаемом пропластке заметно выполаживается, причем зона раскрытия трещин (рн>р2> р2*) ограничена окружностью радиуса R2*=75 м в пропластке 2. В высокопроницаемом пласте кривая давления даже при 410 кгс/см2 практически следует логарифмическому закону. Расчеты показывают, что с увеличением приведенного радиуса скважины зона раскрытия трещин возрастает. Естественно, что с повышением давления нагнетания увеличиваются дебиты жидкости (рис. 85). Прослой 2 с ухудшенными коллекторскими свойствами реа188 Рис. 85. Изменение дебита жидкости с повышением давления нагнетания: q1ж — дебит жидкости прослоя 1; q2ж, — дебит жидкости прослоя 2; qж — общий дебит жидкости; β= q1ж / qж Рис. 86. Доля нефти в потоке при различных давлениях нагнетания гирует на повышение давления нагнетания больше, чем прослой 1, в результате доля его участия в общем отборе жидкости (1— β) увеличивается. Для выявления эффективности процесса наибольший интерес представляет распределение по пластам отборов не жидкости, а нефти, и характер обводнения. Расчеты непоршневого вытеснения позволили проследить изменение этих показателей. На рис. 86 показана доля нефти в потоке |qн= qн|qж для всего пласта в зависимости от объема Vп прокачки воды, выраженного в долях от общего объема пласта (т. е. для двух прослоев 1 и 2). На графике точками А отмечены момен ты прорыва воды по наиболее проницаемому прослою 1, а точками В — по прослою 2 с меньшей проницаемостью. Как видно, для прослоя 1 при всех давлениях нагнетания прорыв воды наблюдается примерно при одинаковом объеме прокачки воды (~ 0,3 Vп), после чего длительное время продолжается вытеснение нефти из прослоя 2 при одновременной добыче сильно обводненной нефти из прослоя 1. Повышение давления нагнетания до 410 кгс/см2 практически не изменило условий выработки нефти из прослоя 1, но резко увеличило добычу безводной нефти из прослоя 2, имеющего худшие коллекторские свойства, и существенно увеличило долю нефти в потоке для пласта в целом, при меньшем объеме закачанной воды. На второй стадии разработки за счет этого основные запасы нефти из неоднородного пласта отбираются при прокачке воды 1,3 Vп по сравнению с 2,8 Vп при более низких давлениях нагнетания. В целом для слоистого пласта повышение давления нагнетания до 410 кгс/см2 существенно увеличивает текущую нефтеотдачу при одном и том же объеме прокачки воды (рис. 87). На этом рисунке, так же как и на рис. 86, точка А соответствует прорыву воды по прослою 1, точка В—по прослою 2. В рассмотренном примере считалось, что первое критическое давление для прослоев 1 и 2 ниже минимального из рассмотренных давлений нагнетания (200 кгс/см2). Для таких условий Рис. 87. Текущая нефтеотдача в зависимости от давления и объема прокачки воды в расчетах непоршневого вытеснения получается одинаковая конечная нефтеотдача, так как охват по мощности при всех давлениях одинаковый. Как показано, фактически при существующих режимах заводнения менее проницаемые пропластки в разработке не участвуют. В таких условиях эффект от повышения давления нагнетания будет еще больше, так как позволит вовлечь в разработку пласт 2 при достижении критического для него давления р2*, что приведет к увеличению не только текущей, но и конечной нефтеотдачи пласта в целом за счет увеличения охвата по мощности. Аналогично можно определить показатели процесса вытеснения нефти водой при наличии n изолированных прослоев. Как было показано выше, при этом для каждого прослоя можно рассчитать показатели процесса по известной теории Баклея-Леверетта (т. е. при α=0), а затем, используя соотношений (84) и (85), рассчитать дебиты и суммарный отбор жидкости, 190 нефти и воды на любой момент времени с учетом влияния давления на проницаемость при соответствующих значениях коэффициентов α для каждого прослоя. Следует оговорить, что все приведенные выше рассуждения относятся к случаю, когда по всем прослоям зона раскрытия трещин (R*), где происходит основное изменение проницаемости, существенно меньше расстояния между нагнетательными и эксплуатационными скважинами. Сообщающиеся прослои. Значительно сложнее решается вопрос об оценке показателей процесса вытеснения из объектов, в которых продуктивные прослои сообщаются между собой. В то же время на многих нефтяных месторождениях Советского Союза, где разрабатываются совместно несколько пластов, имеются многочисленные данные о слиянии пластов различной характеристики на значительных площадях. Кроме того, при больших расстояниях между скважинами, типичных для месторождений Советского Союза, безусловно, имеются зоны слияния пластов, не обнаруженные бурением. В связи с этим во ВНИИ была рассмотрена совместная работа двух существенно различных по коллекторским свойствам прослоев, сообщающихся между собой на всем протяжении от зоны нагнетания до зоны отбора. Решение задачи о нелинейной установившейся фильтрации в слоисто-сообщающемся пласте дано в работе [45]. Из приведенного выше рис. 84 видно, что при принятых физических предпосылках процесса вытеснения нефти при высоких давлениях нагнетания и характере зависимости й(р), выраженной формулой (7), распределение давления по длине изолированных прослоев для различных коллекторов различно. Это связано с более сильным влиянием изменения давления на проницаемость худшего пласта 2 по сравнению с пластом 1. Устранение непроницаемой перемычки между пластами 1 и 2, естественно, приводит к перетокам и некоторому выравниванию пластового давления. В работе [45] приведены результаты расчетов для конкретного примера при следующих исходных данных рн=200 и 400 кгс/см2; рэ=100 кгс/см2; k1=500 и k2=50 мД; α1=0 и α2=0,005 (кгс/см2)-1; мощность пласта мала по сравнению с его длиной; физические свойства вытесняющей и вытесняемой жидкостей одинаковы. На рис. 88 приведены результаты расчетов суммарного относительного перетока в зависимости от давления нагнетания и соотношения мощностей пропластков. На графике q21/q1 — отношение расхода жидкости, перетекающей из прослоя 2 в прослой 1, к расходу жидкости через прослой 1, когда между пропластками имеется непроницаемая перемычка. Как видно из рис. 88, за счет различной реакции коллекторов на повышение давления перетоки в слоистых пластах могут быть значи191 тельными. Естественно, если не учитывать изменение проницаемости с давлением, величина перетока из прослоя в прослой будет равна нулю. Суммарный переток увеличивается как с ростом давления, так и с повышением соотношения мощностей h2/h1 На рис. 89 показано изменение скорости фильтрации по длине пласта в прослое 1 (v1) и в прослое 2 (v2). Как видно, за счет перетока жидкостей существенно изменяются скорости Рис. 88. Зависимость суммарного относительного перетока от соотношения мощностей пропластков и давления Рис. 89. Изменение скорости фильтрации по длине пласта Индексы «I» и «2» относятся соответственно к прослою 1 и прослою 2 фильтрации по длине пласта: в прослое 1 они возрастают, а в прослое 2 — снижаются, т. е. при устранении непроницаемой перемычки между прослоями и сохранении постоянства суммарного расхода жидкости профиль приемистости выравнивается, а неравномерность профиля притока увеличивается. В связи с этим интересно проследить влияние давления нагнетания на профили приемистости и отбора по различной степени связи между прослоями неоднородного пласта. На рис. 90 приведены профили приемистости и отбора при низком и высоком давлениях нагнетания в пластах представленных изолированными прослоями и прослоями, сообщающимися на всем протяжении от нагнетательной до эксплуатационной скважины. Схема I соответствует вытеснению нефти водой из двух изолированных прослоев различной характеристики (k1> k2) при условии, что проницаемость коллекторов , не зависит от 192 давления (α1=α2=0). Тогда высокопроницаемый пласт 1 имеет приемистость в нагнетательной и дает приток в эксплуатационной скважинах в k1/k2 раз больше, чем пласт 1. Схема II соответствует разработке двух изолированных прослоев различной характеристики. Так же как и в предыдущем случае, проницаемость k1> k2. Кроме того, учитывается влияние давления на проницаемость, причем прослои по разному реагировали на изменение давления. Высокопроницаемый коллектор практически не изменял свою характеристику (α ==0), а проницаемость пласта k2 увеличивалась с ростом давления (α2= 0,005 кгс/ см2)-1. Как видно, приемистость и продуктивность прослоя 1 также остаются выше, чем пласта 2. Однако повышение давления нагнетания в пласте, представленном изолированными прослоями, привело к относительно большему росту приемистости и отбора в пласте 2 по сравнению с пластом 1, т. е. произошло выравнивание профилей как приемистости, так и притока. Если же есть связь между пластами, то при повышении давления нагнетания с учетом изменения проницаемости профиль приемистости выравнивается еще больше, чем в предыдущем случае (схема III). В то же время профиль притока становится более неравномерным вследствие поступления в эксплуатационную скважину через пласт 1 части нефти пласта 2, перетекающей за счет разности давлений. Рис. 90. Профили приемистости (а) и Суммарные же приемистость и отбор, текущая притока (б): нефтеотдача и характер обводнения для пласта в целом остаются неизменными, независимо от степени связи между прослоями, Схемы I и II — пласты с изолированными прослоями (k1> k2); слагающими пласт. схема /// — пласт с сообщающимися Получение таких дебитограмм на промысле было бы рас- прослоями (k1> k2) ценено как ухудшение работы менее проницаемого прослоя. В действительности условия выработки нефти из него улучшаются в результате перетока ее в более проницаемый прослой. Таким образом, расчеты показали, что в поровом коллекторе для слоистонеоднородного пласта применение высоких давлений нагнетания в пределах между первым и вторым критическими давлениями: 193 а) уменьшает влияние неоднородности коллекторов за счет относительно большого увеличения приемистости малопроницаемого пласта по сравнению с высокопроницаемым; б) снижает обводненность добываемой жидкости за счет более интенсивного притока нефти из малопроницаемого пласта после прорыва воды по высокопроницаемому пласту; в) повышает текущую нефтеотдачу пласта в целом при существенно меньшем расходе воды в результате вовлечения в разработку дополнительных запасов нефти. 194 ГЛАВА VI УСТАНОВЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО ДАВЛЕНИЯ НАГНЕТАНИЯ Впервые вопрос об оптимальном давлении нагнетания при заводнении был детально рассмотрен А. П. Крыловым [53]. Им было показано, что для условий обеспечения заданного объема закачки воды существует определенное соотношение между давлением нагнетания и числом нагнетательных скважин, при котором затраты на заводнение минимальны, так как они складываются из стоимости нагнетательных скважин и расходов на закачку воды. Один и тот же объем воды можно закачивать в пласт через разное число скважин, если изменять давление нагнетания. При этом потребуются другие капитальные вложения и эксплуатационные затраты. Значение оптимального давления нагнетания можно определить из выражения где рн—давление нагнетания, кгс/см2; Сскв—стоимость одной нагнетательной скважины; ηнас — коэффициент полезного действия насоса; К—коэффициент приемистости, (м3/сут)/(кгс/см2); t—продолжительность работы нагнетательных скважин; W— количество энергии, затрачиваемое при повышении давления 1м 3 воды на 1 кгс/см2, кВт·ч; Сэ—стоимость кВт·ч электроэнергии; рст, рпл, рпот — соответственно давление столба воды, среднее пластовое давление на линии нагнетания и потери на трение, кгс/см 2. Как видно, оптимальное давление зависит от многих факторов и в первую очередь от приемистости и стоимости нагнетательных скважин и стоимости электроэнергии. Ниже дана оценка оптимального давления нагнетания в такой постановке для средних данных, соответствующих условиям Урало-Поволжья и Западной Сибири при следующих исходных данных: ηнас =0,5; t==10 лет; W =0,027 кВт • ч/(м3-кгс/см2); Сскв для Урало-Поволжья 7·105 руб., для Западной Сибири 18·105 руб.; Сэ для Урало-Поволжья 0,01 руб. и для Западной Сибири 0,04 руб. Значения оптимального давления на выкиде насосов при закачке воды в скважины различной приемистости приведена в табл.29. 195 При определении оптимального давления нагнетания считалось, что приемистость нагнетательных скважин изменяется с давлением нагнетания линейно и что все пласты и прослои, вскрытые нагнетательными и эксплуатационными скважинами, принимают воду и дают приток, т. е. что количество извлекаемой из месторождения нефти не зависит от давления нагнетания. Предполагалось, что интерференцией между нагнетательными скважинами можно пренебречь (что допустимо при больших расстояниях между ними в условиях законтурного заводнения) и, кроме того, что изменение давления нагнетания происходит в таких пределах, которые не оказывают влияния на стоимость оборудования. Как видно, даже для этого случая оптимальное давление нагнетания существенно зависит от характеристик коллектора и при прочих равных условиях оно выше для менее проницаемых коллекторов. В работе М. М. Саттарова и др. [86] эта же задача была рассмотрена с учетом как взаимодействия скважин, так и стоимости оборудования в зависимости от давления при различных объемах закачки. Увеличение количества закачиваемой воды приводит к повышению общих затрат на заводнение. В то же время, как показывают данные работы [86], минимум стоимости заводнения с ростом объемов закачки смещается в сторону больших давлений нагнетания, что видно из табл. 30. В более общей постановке проблема определения оптимального давления нагнетания применительно к условиям разработки пласта ДI Шкаповского месторождения рассмотрена Л. И. Меркуловой [66]. Оптимальное давление нагнетания оценивалось по методике А. П. Крылова, но с учетом нелинейного характера изменения приемистости и увеличения мощности, принимающей воду в нагнетательных скважинах, в зависимости от давления нагнетания и пластового давления в зоне нагнетания; дополнительных затрат на оборудование и водоводы при повышении давления нагнетания; утечек воды в законтурную область при пластовом давлении выше начального.. 196 В результате комплексного анализа для конкретного объекта показано, что с учетом влияния всех этих факторов ответ на вопрос об оптимальном давлении нагнетания может быть неоднозначным. Больше того, оптимальное давление, полученное из условия минимальных затрат на закачку воды, может не соответствовать условию минимальной себестоимости добываемой нефти. Таким образом, одного условия—о минимальных затратах на заводнение — оказывается недостаточным для оценки оптимального давления нагнетания. Опыт заводнения нефтяных месторождений Советского Союза дал большой фактический материал, обобщение и теоретическое обоснование которого позволяет развить вопрос о целесообразных пределах давления нагнетания. В общем случае при оценке оптимального давления учитывают специфику влияния давления на показатели заводнения, а именно: нелинейный характер зависимости приемистости от давления нагнетания, влияние давления на темп разработки, охват процессом вытеснения и извлекаемые запасы нефти. Из перечисленных факторов легче всего учесть влияние характера изменения приемистости в зависимости от давления и увеличения темпа разработки. При разработке одного пласта, имеющего значительные мощность, проницаемость и достаточную однородность, хороший охват по мощности в нагнетательных скважинах достигается при относительно низких давлениях нагнетания. В этом случае обоснование целесообразности дальнейшего повышения давления нагнетания является только техникоэкономической проблемой, так как после достижения практически полного охвата по мощности ожидать дальнейшего увеличения этого показателя с ростом давления нагнетания вплоть до второго критического не приходится. В табл. 30 (последние две графы) приведены данные о минимальной стоимости закачки и давлениях нагнетания, соответствующих минимальным затратам, с учетом нелинейного характера приемистости в зависимости от давления для вариан197 тов работы [86]. Коэффициент а, учитывающий изменение проницаемости с давлением, принят равным 0,01 (кгс/см2)-1, что соответствует значениям этого параметра для коллекторов ряда месторождений Урало-Поволжья. Из табл. 30 видно, что при нелинейной зависимости приемистости от давления стоимость закачки оказывается ниже за счет уменьшения числа нагнетательных скважин, необходимых для закачки того же количества воды. Минимум затрат на заводнение при одном и том же объеме закачиваемой воды несколько сместился в сторону меньших давлений по сравнению с вариантом, когда нелинейный характер не учитывался. Однако общая тенденция повышения оптимального давления нагнетания с увеличением объема закачки сохраняется. До сих пор все рассуждения об оптимальном давлении нагнетания исходили из условия заданного объема закачки воды, по которому находили число нагнетательных скважин. При проектировании процесса разработки число нагнетательных скважин часто определяется особенностями коллектора (характером его распространения, неоднородностью, прерывистостью и т. д.), т. е. минимальное их число бывает предопределено геологопромысловыми особенностями рассматриваемого объекта, В этом случае число нагнетательных скважин определяется не только их приемистостью и заданным объемом закачки воды, но также и необходимостью такого размещения скважин, которое обеспечило бы достаточно полный охват процессом вытеснения с учетом геологических особенностей данного объекта. В такой постановке задача об оптимальном давлении нагнетания становится более сложной, так как при данном числе нагнетательных скважин объем закачки воды и добыча нефти возрастают более интенсивно, чем давление нагнетания, и при экономической оценке влияния давления на показатели заводнения нужно учитывать сроки разработки и уровень добычи. Ниже приводится в качестве примера расчет экономической эффективности повышения давления нагнетания на объекте, имеющем геологическую характеристику, сходную с залежью среднего карбона Ярино-Каменноложского месторождения. Разработка велась с внутриконтурным заводнением при давлении нагнетания сначала 100—140 кгс/см2, а затем 180— 200 кгс/см2, что составляет соответственно 0,7 и 0,95 от вертикального горного давления. Несмотря на наличие в продуктивной толще нескольких прослоев, вследствие хорошей гидродинамической связи между ними можно считать, что вся толща продуктивных отложений в интервале указанных выше давлений нагнетания охвачена заводнением. Коэффициент приемистости в целом для залежи при давлении нагнетания 140 и 200 кгс/см2 был одного порядка— 1 (м3/сут)/(кгс/см2), характер обводнения с ростом давления нагнетания не изменился. 198 Для конкретных условий рассматриваемого объекта по формуле (88) было досчитано оптимальное давление при следующих фактических значениях параметров: коэффициент приемистости К=1 (м3/сут)/(кгс/см2); стоимость нагнетательной скважины Сскв=70000 руб.; коэффициент полезного действия насосной установки ηнас=0,65; количество энергии, затрачиваемой при повышении давления 1 м3 воды на 1 кгс/см2 W=0,27 кВт·ч. Оптимальное давление, определенное из условия минимальных затрат на заводнение, составило 110 кгс/см2. Фактически для обеспечения запланированной добычи нефти потребовались более высокие давления, так как приемистость нагнетательных скважин при таком давлении была мала. Увеличение давления нагнетания позволило при практически одинаковом фонде нагнетательных скважин существенно повысить объемы закачки воды и текущую добычу нефти. Экономическая эффективность повышения давления нагнетания в пределах 100—200 кгс/см2 за три года была проверена с учетом полученной за счет этого дополнительной добычи нефти и дополнительных затрат как на заводнение, так и на добычу. Расчеты велись по методике ВНИИ, учитывающей при оценке капитальных вложений следующие элементы затрат: 1) на бурение эксплуатационных и нагнетательных скважин, Кэ и Кн; 2) на оборудование эксплуатационных скважин, Коб; 3) на комплекс сооружений по внутрипромысловому сбору и транспорту нефти, Кт; 4) на резервуарные парки, Крез; 5) на сооружения для подготовки нефти, Кпод; 6) затраты, связанные с проведением заводнения, Кзав. В эксплуатационные расходы входят следующие статьи затрат: 1) обслуживание скважин, Соб; 2) перекачка и хранение нефти, Спер; 3) деэмульсация нефти, Сд; 4) затраты на заводнение (без стоимости электроэнергии), Сппд; 5) электроэнергия (при механизированном способе эксплуатации), Сн, и затраты на закачку воды, Сзав; 6) амортизационные отчисления на восстановление и капитальный ремонт эксплуатационных и нагнетательных скважин, С а, на оборудование скважин, Соб; общепромысловые расходы, Собщ. На рассматриваемом объекте дополнительные капитальные вложения были сделаны в основном только на проведение заводнения, так как при повышении давления потребовалась замена насосов ЦН-150-150 на ЦН-150-200 и труб разводящих водоводов с толщиной стенок 7 мм на трубы с толщиной стенок 10 мм. В целом эти затраты составили 144370 руб. Эксплуатационные расходы, обусловленные дополнительной добычей жидкости и закачкой воды, включают в себя дополнительные затраты на перекачку, деэмульсацию и электроэнергию: 199 Они составили 561 062 руб. Дополнительная добыча нефти ._ за три года равнялась 668 553 т. Промысловая себестоимость нефти С1 =2,68 руб., а себестоимость дополнительно добытой нефти С2=1,94 руб. Экономический эффект, рассчитанный по формуле (где ε—нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений; ΔK— дополнительные капиталовложения; ΔQ—дополнительная добыча нефти), составил 551 690 руб. Таким образом, по экономическим и технологическим показателям повышение давления нагнетания до 200 кгс/см2 оказалось оправданным. Дополнительные затраты на заводнение и добычу жидкости, связанные с повышением давления нагнетания, практически окупились за три года эксплуатации. Одним из важнейших технологических критериев при выборе давления нагнетания является обеспечение наиболее полного охвата запасов нефти процессом вытеснения. Для этого в первую очередь должен быть обеспечен максимально возможный охват по мощности в нагнетательных скважинах. Раньше было показано, что имеется нижний предел давления нагнетания (первое критическое давление р*), при достижении которого в продуктивной толще начинает принимать воду хотя бы один интервал. И поскольку все продуктивные отложения являются в той или иной степени неоднородными, а коллекторы характеризуются разными значениями р*, то по мере повышения давления нагнетания до известного предела мощность, принимающая воду в нагнетательной скважине, Рис. 91. График изменения охвата увеличивается за счет подключения новых продуктивных по мощности в нагнетательных скважинах с ростом давления интервалов. нагнетания Верхним технологическим пределом давления нагнетания является второе критическое давление р**, при достижении которого охват вытеснением начинает снижаться. В многопластовом (слоистом) разрезе при повышении давления нагнетания могут быть два случая изменения коэффициента охвата вытеснением по мощности ħ (рис. 91, а, б). Как указывалось выше, каждый пласт разреза имеет свои значения первого (р*) и второго (p**) критических давлений. Если минимальное значение р** одного из пластов выше мак200 симального значения р* других пластов, очевидно, что для получения максимального охвата всего разреза необходимое давление нагнетания рн должно быть больше р*max и меньше р*min В интервале давление, нагнетания от р*min до р*max мощность, принимающая воду увеличивается за счет подключения новых интервалов в разрезе и расширения интервалов, принимающих воду при более низких давлениях. При р*max достигается максимальный охват, и дальнейший рост давления нагнетания до р**min способствует только интенсификации разработки. В интервале давлений от р*min до р*max наряду с увеличением темпов разработки наблюдается подключение в разработку дополнительных запасов нефти. В интервале давлений от р*max до р**min запасы нефти, вовлеченные в разработку, достигнув максимума, остаются постоянными. В области давлений, превышающих р**min, может наблюдаться отключение от работы отдельных интервалов. Сложнее решается вопрос, когда р*max одного из пластов больше р**min какого-либо из них и отсутствуют условия для раздельной закачки в эти пласты. При этом с повышением давления подключение новых пропластков наблюдается также в интервале от р*min до р*max, но одновременно в интервале р**min - р*max начинается снижение охвата вытеснением по другим пропласткам, а в ряде случаев может происходить отключение каких-либо интервалов разреза за счет их «задавливания» при более быстром росте давления в высокопродуктивных пластах. Зависимость мощности, принимающей воду в нагнетательных скважинах, от давления определяется по результатам промысловых исследований с помощью расходомеров (см. гл. IV). На рис. 92 приведены данные о характере изменения мощности, принимающей воду в нагнетательных скважинах, с ростом давления нагнетания по некоторым месторождениям Советского Союза. На графике линия 1 соответствует гидростатическому давлению, что в среднем близко к начальному пластовому. Эта линия представляет минимальное давление, которое можно создать на забое нагнетательной скважины при закачке воды для данной глубины залегания пласта. Линия 2 соответствует вертикальному горному давлению для терригенных и карбонатных пород при средней плотности их 2,4 и 2,6 г/см3 соответственно. Стрелками, отнесенными к средней глубине залегания коллектора, показаны интервалы испытанных и рабочих давлений для ряда объектов. Как видно, на большинстве рассмотренных объектов в пределах не только рабочих, но и испытанных давлений, с повышением давления нагнетания мощность, принимающая воду в 201 нагнетательных скважинах, увеличивается, следовательно, второе критическое давление на них не достигнуто. Опыт заводнения на месторождениях Пермской области, где достигнуты самые высокие (по отношению к вертикальному горному) давления нагнетания, дает возможность судить о значении второго критического давления. Например, на Осин- Рис. 92. Рабочие и испытанные давления нагнетания по месторождениям Советского Союза: / — Константиновское; 2 — Осинское; 3 — Батырбайское (Бш+Нм); -? — Узень (XIII-XIV горизонты); 5—7 — Арланское; 8 — Узень (XV—XVI горизонты); 9—Ярино-Каменноложское (Бш+Нм); 10—Красноярское; 11— Батырбайское (Тл+Бб); 12 — Ярино-Каменноложское (Тл+Бб); 13 — Кыласовское (Тл+Бб); 14 — Ромашкинское (ДI); 15—Кулешовское; 16— Усть-Балыкское; I—гидростатическое давление; II и III— вертикальное горное давление соответственно для толщи терригенных и карбонатных пород; ↑ — увеличение мощности, принимающей воду, с ростом давления нагнетания; ↓ — уменьшение мощности, принимающей воду, с ростом давления нагнетания; | — интервал испытанных давлений; | ¦—интервал рабочих давлений ском месторождении для карбонатных коллекторов оно оказалось близким к вертикальному горному давлению, Как отмечалось в гл. III, если в разрезе нагнетательной скважины имеются продуктивные пропластки, не принимающие воду при данном давлении нагнетания, и они изолированы плотными прослоями от поглощающих воду интервалов на значительной площади, вполне очевидно, что запасы нефти этих пропластков будут вырабатываться на режиме истощения, т. е. практически останутся не вовлеченными в разработку. Их выработка возможна только при увеличении давления нагнетания. В слоистом неоднородном по коллекторским свойствам разрезе, не разделенном плотными перемычками, наблюдается опережающее вытеснение из наиболее проницаемых интервалов, 202 т. е. послойное обводнение. Выработка менее проницаемых пластов происходит со значительным отставанием во времени. При этом наблюдается частичный переток нефти из менее проницаемых в более проницаемые прослои. Чем выше давление нагнетания, тем интенсивнее протекают процессы перетока (см. гл. V) и тем больше возможность увеличения охвата вытеснением низкопроницаемых прослоев. Рост охвата процессом вытеснения и увеличение за счет этого извлекаемых запасов нефти ΔVн при повышении давления нагнетания от рснi до рснi+1 (причем для каждого из п интервалов, вскрытых в нагнетательных скважинах рнсi <pn*< рнсi+1) можно представить в виде где ΔVн.изол—разница балансовых запасов нефти, охватываемых процессом вытеснения при давлении нагнетания рснi и рснi+1 для пластов и пропластков, отделенных друг от друга непроницаемыми перемычками; ΔVн.сообщ—то же для пластов и пропластков, сообщающихся друг с другом; ζ,—коэффициент, учитывающий долю запасов в сообщающихся пластах, которые дополнительно охватываются процессом вытеснения при повышении давления нагнетания. Учет изменения извлекаемых запасов нефти в зависимости от режима заводнения является чрезвычайно важным при выборе оптимального давления нагнетания. Другим важным технологическим показателем, оказывающим существенное влияние на выбор оптимального давления, является характер и темп обводнения. При совместной разработке коллекторов различной характеристики в определенных пределах повышения давления нагнетания происходит снижение темпа обводнения за счет подключения в разработку запасов нефти, которые не были охвачены процессом вытеснения при более низких давлениях (см. рис. 48, а). Положительное влияние повышения давления в пределах от 0,6 до 0,9 вертикального горного на величину водонефтяного фактора видно на примере отдельных площадей Ромашкинского месторождения (см. гл. III). В коллекторах с развитой естественной трещиноватостью при повышении давления нагнетания возможно опережающее продвижение воды по трещинам. Это явление может быть кратковременным, когда в связи с большим раскрытием трещин под действием давления по ним сразу устремляется закачиваемая вода, а по мере подключения в разработку дополнительных запасов нефти новых продуктивных интервалов водонефтяной фактор снижается. Примером может служить разработка залежи среднего карбона Ярино-Каменноложского месторождения, на котором при каждой смене режима заводнения и по203 вышении давления нагнетания отмечалось кратковременное увеличение объема добываемой воды (см. рис. 48, б). Практика показывает, что в коллекторах с развитой системой естественных трещин при их интенсивном раскрытии под действием давления возможно длительное поступление значительных объемов воды. Примером является разработка Осинского месторождения, на котором при повышении давления нагнетания с 0,9 до 1,0 вертикального горного темп обводнения увеличился и остался постоянным, пока не изменили режим закачки (рис. 48, в), т. е. расход воды при добыче одного и того же количества нефти на разных режимах заводнения может значительно различаться в зависимости от геологических особенностей объекта. Наиболее интенсивно процесс обводнения происходит при таком режиме разработки, когда под действием давления нагнетания пластовое давление становится выше критического не только в зоне нагнетания, но и в зоне отбора, и создаются условия для раскрытия трещин на большой площади. Это явление наблюдалось на Асюльском месторождении, когда давление яа забоях нагнетательных скважин превышало вертикальное горное, а среднее пластовое повышалось до 0,8 вертикального торного. При таких условиях разработки быстрое обводнение скважин в конечном итоге приведет к снижению нефтеотдачи. Следовательно, темп обводнения зависит от давления нагнетания: с повышением давления до некоторого предела он уменьшается, а при превышении этого предела (особенно в целом по пласту) интенсивность обводнения может увеличиваться. Наряду с технологическими проблемами, повышение давления нагнетания требует решения целого ряда технических задач, связанных с удорожанием сооружений и обслуживания насосных установок. Рост затрат при увеличении давления нагнетания в основном обусловлен прокладкой разводящих водоводов повышенной прочности и установкой насосов, позволяющих создавать на выкиде более высокие давления. Как уже указывалось [86], затраты на оборудование с ростом давления нагнетания увеличиваются не прямо пропорционально, а несколько медленнее. При решении вопросов технического обеспечения закачки воды при высоких давлениях нагнетания возможны различные схемы. 1. Сооружение (или переоборудование) КНС с установкой насосов высокого давления. При такой схеме потребуются дополнительные затраты на реконструкцию КНС и прокладку водоводов высокого давления до нагнетательных скважин. 2. Сооружение индивидуальных дожимных установок у нагнетательной скважины или группы скважин. В этом случае используются существующие КНС и сети водоводов, а давле204 ние, создаваемое КНС, служит для подпора в дожимных насосах. В прискважинных установках перспективно использование для закачки воды погружных электроцентробежных насосов типа УЭЦН. Впервые УЭЦН для этой цели были применены на Ромашкинском месторождении при закачке растворителя [78]. Затем этот опыт был использован и при закачке воды. Принципиальная схема такой установки следующая. Непосредственно у нагнетательной скважины (или группы скважин) бурят шурфы, в которые спускают УЭЦН. При этом возможна последовательная и параллельная работа насосов. Высокое давление нагнетания достигается при последовательном соединении: на прием первого насоса вода поступает при давлении, поддерживаемом в сети водоводов, а на прием второго — при давлении, создаваемом на выкиде первого. В результате можно получить давление до 300—400 кгс/см2. При наиболее распространенных глубинах залегания продуктивных отложений в основных нефтедобывающих районах Советского Союза это давление достаточно для поддержания на забоях нагнетательных скважин давления до вертикального горного. Преимущества установок с электроцентробежными насосами состоят еще в том, что не требуется замена сети водоводов и обеспечивается безопасность работ, так как протяженность водоводов высокого давления сводится к минимуму (выкидная линия от насосной установки до скважины) и агрегат на высокое давление размещается в шурфе. В настоящее время уже созданы такие установки, позволяющие достигать давление 300 кгс/см2 на выкиде при давлении на приеме 150 кгс/см2. Повышение давления нагнетания предъявляет более жесткие требования к конструкции нагнетательных скважин, качеству цементажа и т. д. Поэтому независимо от принятой схемы, для закачки воды при более высоком давлении требуется ревизия нагнетательных скважин и, возможно, их профилактический ремонт, а для части нагнетательных скважин — капитальный ремонт. Приняв определенную схему технического обеспечения закачки воды при более высоких давлениях нагнетания, определяют дополнительные затраты на оборудование и реконструкцию. Таким образом, критерии технико-экономической эффективности при оценке оптимального давления нагнетания не отличаются от тех, которые кладутся в основу при выборе наиболее целесообразного варианта при проектировании разработки нефтяных месторождений. Специфичным является учет влияния давления нагнетания на показатели процесса заводнения (это в первую очередь наличие первого и второго критических дав205 лений, нелинейный характер обводнения, охват процессом вытеснения и количество извлекаемых запасов нефти). Чрезвычайно важным моментом рациональной разработки месторождений является необходимость поддержания пластового давления в зоне отбора не выше первого критического во избежание преждевременного обводнения скважин. В сравнительно однородных объектах, представленных одним пластом, давление нагнетания может превышать второе критическое при условии, что пластовое давление в зоне разработки будет ниже первого критического. Таким образом, геолого-физическая характеристика пластов — один из важнейших факторов, определяющих предел повышения давления нагнетания, и, поскольку эффективность применения высоких давлений нагнетания в значительной мере определяется естественной трещиноватостью пласта, эта характеристика пластов каждого конкретного месторождения требует самого детального изучения. Анализ данных разработки месторождений при различных давлениях и исследования, проведенные на электромодели, показывают, что в пористом коллекторе раскрытие трещин небольшой протяженности оказывает благоприятное воздействие на показатели разработки. Только трещины, имеющие большую проводимость и протяженность, сопоставимую с расстоянием между скважинами, при повышенном давлении нагнетания могут приводить к преждевременному прорыву воды и снижению охвата вытеснением. Ценная информация для обоснования давления нагнетания может быть получена при обобщении результатов гидроразрыва пластов. Как было показано, давление раскрытия трещин и эффективность гидроразрыва пласта также в значительной мере определяются естественной трещиноватостью пластов. Диапазон давлений раскрытия трещин при ГРП характеризует первое критическое давление, т. е. давление, при котором начинается раскрытие трещин и поступление воды в пласт. Важным показателем, определяемым по результатам исследования скважин на установившихся и неустановившихся режимах при различных давлениях нагнетания, является параметр α, характеризующий влияние давления на фильтрационную характеристику пород. Определение этого параметра должно стать таким же обязательным, как определение других параметров коллектора (пористости, проницаемости). Учет этого параметра в расчетах показателей заводнения позволяет оценить влияние давления нагнетания на технологические показатели заводнения и более обоснованно выбирать наиболее экономически выгодный вариант. Анализ разработки месторождений СССР показывает, что в настоящее время во многих районах имеется значительный резерв увеличения темпов разработки и более полного охвата 206 процессом вытеснения за счет повышения давления нагнетания. В настоящее время для нагнетания воды серийно выпускаются насосы, обеспечивающие на выкиде давление до 200 кгс/см2. Имеющиеся насосы дают возможность осуществлять заводнение под высоким давлением (до второго критического) для залежей, расположенных на глубинах до 1000—1500 м. Для более глубокозалегающих нефтяных пластов требуется выпуск насосов на более высокое давление. Осуществление заводнения под высоким давлением вызывает необходимость совершенствования технологии крепления скважин, разработки более надежных конструкций пакеров, применения высококачественной стали для водоводов, насосно-компрессорных труб, обсадных колонн. Опыт разработки месторождений показывает, что недоучет этих факторов приводит к большим непроизводительным потерям из-за нарушения цементного камня в заколонном пространстве скважин, порыва колонн и водоводов и зачастую приводит к осложнениям при бурении скважин в вышележащих над разрабатываемыми пластами интервалах разреза. Применение повышенных давлений нагнетания является основой внедрения и других методов разработки (циклическое заводнение, заводнение с применением полимеров). 207 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Абдулин Ф. С. Расслоение пород девонского продуктивного горизонта при законтурном заводнении.—«Нефтяное хозяйство», 1958, № 1, с. 44—50. 2. Антонов Д. А. Экспериментальное определение коэффициента сжимаемости песчаников. Труды УНИ, 1957, вып. II, с. 117—127. 3. Апельцин И. Э. Подготовка воды для заводнения нефтяных пластов. М., Гостоптехиздат, 1963, 299 с. 4. Астафьев П. И., Князев И. К., Мариампольский Н. А. Особенности бурения скважин в Приуралье. М., «Недра», 1970, 151 с. 5. Афанасьева А. В., Желтов Ю. П., Кац Р. М. Вытеснение нефти водой из слоистых пластов при высоких давлениях нагнетания. НТС по добыче нефти. М., «Недра», 1971, вып. 42, с. 44—57. 6. Афанасьева А. В., Буслов В. В. Об условиях залегания песчаников и алевролитов на Ромашкинском месторождении. НТС по добыче нефти. М., «Недра», 1971, вып. 39, с. 62—69. 7. Аширов К. Б. Геологическая обстановка формирования нефтяных и нефтегазовых месторождений Среднего Поволжья. Труды Гипровосток-нефть, 1965, вып. 8, с. 74—86. 8. Багов М. С., Цой В. И. Экспериментальное определение коэффициента сжимаемости известняков. Труды Гроз НИИ, 1962, вып. 13, с. 160—165. 9. Бан А., Басниев К. С., Николаевский В. Н. Об основных уравнениях фильтрации в сжимаемых пористых средах. — «Прикладная механика и техническая физика», 1961, № 3, с. 52—56. 10. Баренблатт Г. И. О некоторых задачах восстановления и распространения волны разгрузки при упруго-пластическом режиме фильтрации. — «Известия АН СССР», ОТН, 1955, № 2, с. 14'—26. 11. Бернадинер М. Г., Ентов В. М. О вытеснении несмешивающихся жидкостей при нелинейной фильтрации. — «Прикладная механика и техническая физика», 1968, № 2, с. 110— 114. 12. Б л а ж е в и ч В. А., У :ч е т б а е в В. Г., Б л а ж е в и ч А. Т. Регулирование объемов закачиваемой воды в процессе разработки месторождений с применением за.водненяя. М., ВНИИОЭНГ, 1973, 55 с. 13. Блажевич В. А. О расслоении пород пласта при гидравлическом разрыве и закачке в нагнетательные скважины Туймазинского месторождения.—«Нефтяное хозяйство», 1960, № 5, с. 39—42. 14. Блажевич В. А., Глазков А. А., Умрихина Е. Н. Регулирование закачки воды по мощности продуктивного пласта в процессе заводнения. М., ВНИИОЭНГ, 1970, 56 с. 15. Блинов А. Ф., Дияшев Р. Н. Исследование совместно эксплуатируемых пластов. М., «Недра», 1971, 174 с. 16. Б о р и с о в Ю. П. Определение дебита скважин при совместной работе нескольких рядов скважин, Труды МНИ, 1951, вып. 11, с. 170—184. 17. Бузинов С. Н., Умрихин И. Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. М., «Недра», 1973, 268 с. 18. Бурлаков И. А., Фурсова Н. П. Некоторые данные о зависимости проницаемости гранулярных и трещиноватых пород от горного давления и температуры. Труды ГрозНИИ, 1964, вып. 17, с. 277—281. 19. Васильевский В. Н., Петров А. И. Исследование нефтяных пластов и скважин. М., «Недра», 1973, 342 с. 208 20. Влияние на показатели заполнения единичных трещин в пористом я проницаемом коллекторе, образующихся при превышении критического давления. Труды ВНИИ, вып. 60, с. 167—182. Авт.: А. В. Афанасьева, Л. Н. Бученков. Г, М. Здоров и др. 21. Выгодский Е. М. О влиянии пресной воды на коэффициенты сжимаемости продуктивных песчаников Башкирии. Труды УНИ, 1969, вып. V, с. 62—69. 22. Гейман М. А., Фридман Р. А. Влияние структурно-механических свойств вытесняемой нефти на остаточную нефтенасыщенность.— «Нефтяное хозяйство», 1956, № 9, с. 29—35. 23. Гидродинамические особенности разработки слоистых пластов с проявлением начального градиента давления. Казань, Татарское книжн. изд-во, 1973, 111 с. Авт.: Р. Ш. Мингареев, Г. Г. Валиханов, А. X. Мирзаджанзаде и др. 24. Глинский Б. И., Ярославов Б. Р. Влияние давления нагнетания на охват пласта заводнением по мощности. НТС, «Нефтепромысловое дело^М., ВНИИОЭНГ, 1969, с. 8—10. 25. Горбанец В. К., Гарушев А. Р. Исследование механизма вытеснения взаиморастворимых жидкостей в двухслойном пласте.— «Нефтяное хозяйство», 1972, № 4, с. 17—21. 26. Горбунов А. Т. Вопросы разработки нефтяных месторождений, представленных трещиноватыми коллекторами. Диссертация на соискание ученой степени канд. техн. наук, 1963, М., ВНИИ, 150 с. 27. Горбуно в А. Т., Николаевский В. Н. О нелинейной теории упругого режима фильтрации. Добыча нефти. Ежегодник ВНИИ. М., «Недра», 1964, с 73—95. 28. Горбунов А. Т., Ефремова Н. А., Хорнеш Я. Фильтрация асфальтено-смолистых нефтей в пористых средах.—«Изв. АН СССР», Механика жидкости и газа, 1969, № 6, с. 202— 205. 29. Горбунов А. Т., Пугачева С. Г., Рябинина 3. К . Анализ кривых фазовых проницаемостей и их использование в гидродинамических расчетах.—«Нефтяное хозяйство», 1971, № 7, с. 33—36. 30. Губанов Б. Ф., Желто в Ю. П. Регулирование процесса разработки с применением повышенных давлений нагнетания. Труды ВНИИ, 1968, вып. 54, с. 165—179. 31. Губанов Б. Ф., Пустовойт С. П.. Бровин Б. 3. Некоторые вопросы выработки слабопроняцаемых пластов. В сб.: Исследователи — производству. Казань, Татарское книжное издательство, 1968, с. 42—53. 32. Демин Н. В., Кнсляков Ю. П., Морозов В. Т. О зависимости проницаемости пористой среды от градиента давления,—«Нефтяное хозяйство», 1966, № 12, с. 36—38. 33. Девликамов В. В., Хабибулин 3. А. Структурно-механические свойства нефтей некоторых месторождений Башкирии.—«Нефтяное хозяйство», 1968, № 10, с. 38—41. 34. Девликамов В. В. О проницаемости глиносодержащих пород. Труды УНИ, 1956, вып. 1„ с. 67—73. 35. Дияшев Р. Н., Арзамасцев В. П., Усманова М. С. Оценка эффективной мощности пласта в нагнетательных скважинах Ромашкинского месторождения.—«Нефтяное хозяйство», 1970, № 2, с. 42—45. 36. Дияшев Р. Н., Зайнуллин Н. Г. Влияние шага измерения на определение работающей мощности пластов по данным исследования скважин глубинными дебитомерами и расходомерами.—«Нефтяное хозяйство», 1971, № 6, с. 41—46. 37. Добрынин В. М. Физические свойства нефтегазовых коллекторов в глубоких скважинах. М., «Недра», 1970, 238 с. 209 38. Желтов Ю. П. Деформация горных пород. М., «Недра», 1966, 197 с. 39. Желтов Ю. П. Гидравлический разрыв пласта, М., Гостоптехиздат, 1957, 76 с. 40. Желтов Ю. П. О движении однофазной жидкости в деформируемых трещиноватых породах с чисто трещинной пористостью. «Прикладная механика и техническая физика», 1961, № 6, с. 187—189. 41. Иванов В. Н., Кисарев Е. Л., Максимов В. П. О механизме образования трещин в призабойной зоне при закачке воды в нагнетательные скважины Усть-Балыкского нефтяного месторождения.—«Нефть и газ Тюмени», 1969, № 3, с. 52—56. 42. Изучение трещиноватости карбонатного коллектора пласта А+ башкирского яруса Якушкинского месторождения. Труды Гипровостокнефть, 1967, вып. XI, с. 198—202. Авт.: К. Б, Аширов, В. А. Громович, Л. А. Емельянова и др. 43. И с а к о в Г. В. О деформациях нефтяных коллекторов.— «Нефтяное-хозяйство», 1948, № 11, с. 17—24. 44. Калачева В. Н., Кнорин г Л. Д. Закономерность развития трещиноватости .по структурам различного типа (в складчатых и платформенных областях). Труды ВНИГНИ, 1965, вып. 242, с. 113—157. 45. Кац Р. М. Нелинейная установившаяся фильтрация жидкости в слоистом пласте.— «Изв. АН СССР», Механика жидкости и газа, 1972, № 1, с. 180—186. 46. Кисляков Ю. П., Демин Н. В., Русских В. Н. Влияние градиентов давления на величину параметров пластов на Туймазннском месторождении.—«Нефтяное хозяйство», 1964, № 2, с. 24—28. 47. Коллекторские свойства продуктивного пласта А< башкирского яруса Бобровского месторождения. Труды Гипровостокнефть, 1973, вып. XVII, с. 61—69. Авт.: В. И. Колганов, Л. Г. Югин, Н. И. Солдаткина. и др. 48. Коробов К. А., Антипин Ю. В. О нарушении линейного'закона фильтрации при низких градиентах давления.— «Нефтяное хозяйство», 1968,-№ 8, с. 26—28. 49. Котов А. И., НерпИн С. В. Водоупорные свойства глинистых грунтов и природа начальных градиентов фильтрации.—«Изв. АН СССР», ОТН, Механика и машиностроение, 1958, № 9. 50. Котяхов Ф. И., С и до р к и н Н. А. Об использовании телевизионных и фототелевизионных систем в добыче нефти.— «Нефтяное хозяйство», 1967, № 5, с. 40—43. 51. Кривоносов И. В., Макеева Г. А. Способы повышения производительности нефтяных и нагнетательных скважин. М., ВНИИОЭНГ, 1973, 76с. 52. Крылов А. П., Баренблатт Г. И. Об упруго-пластическом режиме фильтрации.— «Изв. АН СССР», ОТН, 1955, № 2', 30 с. 53. Крылов А. П. О наивыгоднейшем давлении нагнетания при законтурном заводнении.—«Нефтяное хозяйство», 1963, № 12, с. 20—22. 54. Кузмичев Д. Н. Уравнение притока жидкости в скважину из трещиноватого коллектора. Труды ГрозНИИ, 1961, вып. 10, с. 68—77. 55. Кусаков М. М., Гудок Н. С. Влияние внешнего давления на фильтрационные свойства нефтесодержащих пород.— «Нефтяное хозяйство». 1958, № 6, с. 40—47. 56. Кусаков М. М., Ребиндер П. А., 3инченко К. Е, Поверхностные явления в процессах фильтрации.—«ДАН СССР», 1940, вып. XXVIII, № 5, с. 432—236. 57. Кутовая Д. В. Влияние внешнего давления на фильтрационные свойства трещиноватых пород и раскрытие трещин.— «Нефтяная и газовая промышленность», Киев, 1962, № 1, с. 34—35. 210 58. Лещий К. П., Мончак Л. С., Писоцкий И. И. Влияние горного давления на проницаемость пород Долинского месторождения.—«Новости яефтяной техники». Сер. «Нефтепромысловое дело», 1962, № 2, с. 27—29. 59. Литвинов А. А., Блинов А. Ф. Промысловые исследования скважин. М., «Недра», 1964, с. 234. 60. Логинов А. Ф. Трещины в пластах девонских песчаников и их влияние на приемистость нагнетательных скважин.— «Нефтяное хозяйство», 1963, № 3, с. 36—42. 61. Майдебор В. Н. Разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М., «Недра», 1971, 231 с. 62. Максимов М. И. Оптимальные соотношения между нагнетательными и эксплуатационными скважинами и роль давления нагнетания в условиях внутриконтурного заводнения.— «Нефтяное хозяйство», 1955, № 8, .38—43. 63. Максимович Г. К. Гидравлический разрыв нефтяного пласта. М., Гостоптехиздат, 1957, 98 с. 64.Мелик-Пашаев В. С., Степанов А. И., Терещенко Ю. А. О природе аномалииновысоких пластовых давлений в юрских отложениях Салымского месторождения.—«Геология нефти и газа», 1973, ,№ 7, с. 25—28. 65. Меркулова Л. И. Характер изменения приемистости нагнетательных скважин от депрессии на забое. НТС, «Нефтепромысловое дело», 1971, № 9, стр. 14—16. 66. Меркулова Л. И. Некоторое уточнение формулы для определения оптимального давления при заводнении пластов.— «Известия вузов», Нефть и газ, 1972, № 6, с. 39—42. 67. Методика изучения трещиноватости горных пород и трещиноватых коллекторов нефти и газа. Труды ВНИГРИ, 1969, вып. 276, с. 7—75. 68. Механика насыщенных пористых сред. М., «Недра», 1970, Авт.: Н. М. Николаевский, К. С. Басниев, А. Т. Горбунов и др. 69. Марморштейн Л. М, Изучение изменения пористости, проницаемости и электропроводности песчаных пород при всесторонних давлениях. В кн.: «Методика исследования поровых коллекторов». М., «Недра», 1965, -с. 178—185. 70. Морозович Я. Р. Исследование зависимости электрических и жоллекторских свойств горных пород от всестороннего давления.—В кн.: «Сборник материалов науч.-техн. совета по глубокому бурению». М., «Недра», 1967, вып. 9, с. 38—51". 71. Наказная Л. Г. Фильтрация жидкости и газа в трещиноватых коллекторах. М., «Недра», 1972, 184 с. 72. Некоторые результаты повышения давления закачки воды на Арланском месторождении.—«Нефтяное хозяйство», 1940, № 6, с. 33—37. Авт.: Н. С. Князев, К. С. Фазулутдинов, Б. И. Глинский и др. 73. Непримеров Н. Н., Шкуро А. С. Инструкция по послойному определению параметров в нагнетательных скважинах. Казань, изд. Казанского гос. ун-та, 1969, 45 с. 74. Николаевский В. Н. К построению нелинейной теории упругого режима фильтрации жидкости и газа.—«Прикладная механика н те:<-::-'-е-екая физика», 1961, № 4, с. 67—76. 75. Новикова А. С. О трещиноватости осадочных пород восточной части Русской платформы.—«Изв. АН СССР», сер.геол., 1951, № 5, с.68-86. 76. Осложнения при бурении скважин. «Недра», 1965, 245 с. Авт:, В. И. Крылов, Г. Б. Бланов. А. Н. Сидоров и др. 77. Опыт освоения и эксплуатации нагнетательных скважин. М., ВНИИОЭНГ, 1970, 135 с. 78. Опытная установка по нагнетанию сжиженных газов в пласте. – 211 «Татарская нефть», № 8, 1960, с. 20—23. Авт.: А. С. Великовский, В. П. Тер-эи, Б. С. Свищев и др. 79. Песков И. Н., Александрова-Прейс Е. М. Курс коллоид-вой химии. Госхимиздат, 1948, 384 с. 80. П и л а т о в с к и и В. П. Уравнение фильтрации однородной жидкости в тонком макротрещиноватом пласте. Ежегодник ВНИИ «Теория и практика добычи нефти», М., «Недра», 1968, с. 108—122. 81.Пилатовский В. П. Решение некоторых задач гидромеханики макротрещин в тонком пласте при фильтрации однородной жидкости.— «Прикладная математика и механика», 1971, т. 35, вып. 3, с.532—54'4. 82. Проектирование разработки нефтя.ных месторождений. М., Гостоптехиздат, 1962, 425 с. Авт.: А. П. Крылов, П. М. Белаш, Ю. П. Борисов И_др. Л83^ Разработка нефтяных месторождений Татарии с применением повышенного давления. 1971, Казань, Татарское книжное изд-во, 224 с. Авт.: А. В. Валиханов, Г. Г. Вахитсив, В. И. Грайфер и др. 84. Р е г у ш В. А. Трещиноватость девонских терригенных отложений Ромашкинского и Елховского месторождений. Труды ТатНИИ, 1965, вып. VIII. с. 167—174. 85. Р е з у ль т а т ы закачки флуоресцеина в нефтяную залежь пласта А4 башкирского яруса Покровского месторождения Куйбышевской области. Труды Гипровостокнефть, вып. XI, 1967, с. 194—197. Авт.: К. Б. Аширов, В. А. Громович, Л. А. Емельянова и др. 86. С а т т а р о в М. М., Тимашев Э. М., Тазетдинов Р. К. К вопросу определения оптимального давления нагнетания.—Труды УфНИИ» 1968, вып. 22, с. 310—316. 87. С а ф р о н о в С В., Смирнов А. А., Коновалов В. П. О выборе первоочередного объекта для интенсификации разработки путем увеличения градиента давления в пласте. Труды ВНИИ, 1967, вып. 50, с. 217—225. 88. Соколовский Э. В. Применение радиоактивных изотопов для контроля за разработкой нефтяных месторождений. М., «Недра», 1968, 180 с. 89. Стрижов И. Н., Ходанович И. Е. Добыча газа. Гостоптехиздат, 1946, 375 с. 90. Структурно-механичес к и е свойства нефти в пластовых условиях месторождения Узень.—Нефтяное хозяйство», 1968, ^° 10, с. 33—37. Авт.: Ю. В. Зайцев, Е. В. Теслюк, Е. К. Юферов и др. _ 91. Та зетдин ов Р. К. Влияние повышения давления нагнетания на характер изменения профиля приемистости в нагнетательных скважинах Арланского месторождения.—«Нефтяное хозяйство», 1971, № 12, с. 29—32. 92,,'Требин Ф. А. Нефтепроницаемость песчаных коллекторов. М., Гостоптехиздат, 1945, 139 с. 93. Т р е б и н Г. Ф. Фильтрация жидкостей и газов в пористых средах. Гостоптехиздат, 1954, 157 с. 94. Т хостов Б. А. Начальные пластовые давления и геогидродинамические системы. М., «Недра», 1966, 193 с. 95. Усачев П. М., Л е с и к Н. П. Гидравлический разрыв с подземным обследованием зоны разрыва.—«Нефтяное хозяйство», 1958, № 5, с. 28—3796. X е г а и С. Д., А х м е т о в 3. М. Применение метода меченых жидкостей для изучения процесса обводнения пластов на Ромашкинском месторождении.—«Нефтяное хозяйство», 1969, № 1, с. 63—67. 97. Христианович С. А. Исследование механизма гидравлического разрыва пласта. Труды ИГиРГИ, 1960, вып. II, с. 159—166. 98. Х о р н е ш Я. Исследование фильтрации асфальтосодержащих нефтей.—«Нефтяное хозяйство», 1966, № 10, с. 71—76. 212 99. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. М., Гостоптехиздат, 1963, 396 с. 100. Шустеф И, Н., Четыркин А. И., Лаврухин Ю. М. Изменения работающей мощности пласта и их влияние на производительность эксплуатационных и нагнетательных скважин (на примере месторождение Пермской области). НТС, сер. «Нефтепромысловое дело», 1972, № 7, С. i&—17. 101. Шустеф И. Н., Викторин В. Д. Эффективность применяемых систем заводнения на месторождениях Пермской области М ВНИИОЭНГ 1973, 107 с. 102. Шустеф И. Н., Четыркин А. И. Влияние давления нагнетания на обводнение скважин в порово-трещиноватых коллекторах — «Нефтяное хозяйство», 1972, № 3, с. 4'1—45. 103. Щелкачев В. Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. М., Гостоптехиздат, 1959, 467 с. 104. Heck Е. Т. Hydrouiic fracturing in light of geologic conditions Producer Monthly, 1960, vol. 24, No. 11, p. 12—19. 105. Howard G. C., Fast C. R. Hydrouiic Fracturing, New York, 1970, p. 210. 106. Buckwalter L. F. Susection of pressure for waterflooding various reservoir. Producer Monthly. 1951, vol. 15, No. 7, p. 26—31. 107. Scott P. P., Berden W. G., Howard G. C. Rock rupture э' affection by fluid properties. J. Petrol. Technology 1953 vo1 5 N-i 4. p. 111—125. 108. Grawford B„ Collins R. E. Estimated eii&c: :i -.-e-.^i Fractures on Secondary Recovery. Petrol. Tran": WiE "^ '.^' •'"''' p. 192—196. 109. Yuster S. Т., Calhyun J. C. Pressure Pinr.g :•: F:—.a:;:n зг Water Flooding Operations. Oil Weekly, .March 19. 1945. 110. Dicky P. A„ A tide r.-on К. N. Зе:-:г-..;.г of va:er :-. зш wells. Secondary Recovery of Oil in U. S., 193C, N. Y.. p. 317. 111. F arris I. C., Dean P. С. Рге:ст.;г.агу fluid test for determining required injection volumes and pres'i.re and pians capacity. Secondary Recovery of Oil in U. S. 1950, N. Y., p. 317. 112. Heck E. Т.. Vaughm I. C. Field Results from increased Flooding Pressure. Oil and Gas J., 1951, vol. 50, No. 6, p. 94. — 113. Murphy В. Don't Prorate Water Floods. Oil and Gas. J., 1957, vol. 55, № 7, p. 144. 114. Alien D. R. Physical Change of Reservoir Properties caused by Subsidence and Repressuring Operations, J. Petrol. Technology, 1968, No. 1, p. 23—28. 115. Simer C. J. High Pressure Waterflood of Canada's Hyuse—Maun-tain. World Petrol., 1967, vol. 38, No 18. p. 64—68. 116. Fat t J. The Effect of overburden pressure on relative permeability, J. Petrol. Technology, 1953, No. 10, p. 15—16. 117. Fat t J., D a v i s D. N. Reduction in Permeability with overburden. Pressure. Trans. AIME, 1956, vol. 195, p. 195. HS.Fatt J. Compressibility of Sandstone at low tomoderate Pressure. Bulleten of the American Association of Petroleum Geologists. 1958, vol. 42, No. 8, p, 1924—1957. 119. Me Latche A. S., Hem stick R. A., Joung J. W. The Effective Compressibility of Reservoir Rock its Effects on permeability. J. Petrol. Technology, 1958, vol. 10, No. 6, p. 49—51. 120. Wilson J. W. Determination of Relative Permeability under Simulated Reservoir Conditions, AlCh. E. Journ. 1956, vol. 2, № 1, p. 94—100. 213 121. Thomas R. D.,Word D. C. Effect of overburden Pressure and Water Saturation on Gas Permeability of Tight Sandstone Cores. J. Petrol. Technology, 1972, № 2, p. 120—121. 122. Carpenter Ch. В. and Spenser G. В. Compressibility measur-ment of Consolidated Oil Sands. Oil Weekly, 1940, vol. 100, No 3. 123. Hall H. N. Compressibility of Reservoir Rocks. J. Petrol. Technology, 1953, vol. 5, No. 1, p. 17—19. 124. Abgrall E. Etude du comportement du milien poreux en temperature et sous contrainte. Revue de Institute Francais du Petrole. 1971, № 7/8, p. 571—590. 125. Engelhardt W. von, Tunn L. H. The Flow Fluids through Sandstones. Producers Monthly, 1956, vol. 20. No. 7, p. 38—43. 214 ОГЛАВЛЕНИЕ Стр. Предисловие 3 Глава I. Анализ результатов промысловых исследований и разработки при различных давлениях нагнетания 5 § 1. Опыт заводнения на месторождениях Советского Союза 5 § 2. Зарубежный опыт 45 Глава II. Основные физические предпосылки разработки месторождений при высоких давлениях нагнетания 52 § 1. Некоторые сведения о трещиноватости продуктивных пластов 53 § 2. Данные о критическом давлении раскрытия и образования трещин по результатам гидроразрыва и заводнения 62 § 3. Влияние давления на коллекторские свойства пород 75 § 4. Влияние градиента давления на коэффициент подвижности 90 § 5. Нарушение линейного закона при больших скоростях фильтрации 94 Глава 111. Влияние давления нагнетания на основные показатели заводнения 96 § 1. Число нагнетательных и эксплуатационных скважин и объем закачки воды 96 § 2. Охват процессом вытеснения и приемистость нагнетательных скважин 101 § 3. Характер обводнения 106 Глава IV. Особенности исследования и интерпретации результатов исследования скважин при различных давлениях и градиентах давления 132 § 1. Теоретические предпосылки фильтрации жидкости вокруг нагнетательной скважины 132 § 2. Исследование скважин с целью определения охвата процессом воздействия и примеры комплексного исследования 142 § 3. Время реакции нагнетательных скважин на повышение давления нагнетания 159 § 4. Определение параметров пласта и неньютоновской жидкости по данным исследования скважин 167 Глава V. Расчеты технологических показателей заводнения при высоких давлениях нагнетания 171 § 1. Определение дебитов систем скважин 171 § 2. Определение числа скважин 178 § 3. Расчет процесса вытеснения нефти водой с учетом влияния давления на проницаемость коллектора 180 Глава VI. Установление оптимального давления нагнетания 195 Список литературы 208
