Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

водой) нецелесообразно вытеснять нефть от периферийных зон

кцентральным.

Кместорождениям с аномальными свойствами нефтей по данным Г. Ф. Требина можно отнести около 25 % всех место­ рождений страны (Азербайджан, Татария, Башкирия, Мангыш­

лак и др.). Большинство из них содержит значительное количе­ ство парафина с температурой насыщения, близкой к началь­ ной пластовой температуре, и асфальтосмолистых веществ. Ла­ бораторными исследованиями процесса фильтрации высокопа­ рафинистой нефти месторождения Узень установлено, что при снижении температуры ниже температуры насыщения нефти па­ рафином происходит его кристаллизация, которая сопровожда­ ется появлением структуры в нефти, а также закупоркой части поровых каналов и затуханием процесса фильтрации. Охлажде­ ние нефти может происходить в призабойной зоне и в пласте при вскрытии продуктивного пласта, проведений некоторых ин­ тенсифицирующих и ремонтных работ, сопровождающихся за­ качкой в скважину больших объемов холодных жидкостей, при притоке газированной нефти за счет дроссельных эффектов и при закачке воды или газа в пласт. Это приводит к уменьше­ нию притока высокопарафинистой нефти и снижению коэффи­ циента охвата разработкой по толщине пласта. Кроме того, при снижении давления ниже давления насыщения вследствие вы­ деления метана, этана и других углеводородных газов усилива­ ются структурно-механические свойства нефти, поэтому разгазирование аномальных нефтей в пласте недопустимо. Однако при большом количестве растворенного в нефти азота выделе­ ние его из нефти приводит к существенному снижению динами­ ческого напряжения сдвига и уменьшению вязкости нефти, так как при снижении давления из нефти прежде всего начинает вы­ деляться азот и в то же время именно растворенный азот вы­ зывает наиболее интенсивное структурообразование.

При закачке холодной воды в пласт температура на забое быстро приближается к устьевой температуре закачиваемой воды. Соотношение между радиусами фронта гидродинамиче­ ского вытеснения R$ (граница раздела нефть — вода) и темпе­ ратурным фронтом RT установлено из условий теплового и ма­ териального баланса в виде

(2.131)

где Сеж, сп— теплоемкости соответственно жидкости и пористой среды; т — пористость; s — средняя водонасыщенность за фрон­

/?ф = 3 RT. Согласно исследованиям ВНИИнефть тепловой фронт

может отставать от фронта вытеснения в 4—5 раз и более. Так как скорость перемещения фронта вытеснения прямо пропор­ циональна проницаемости, то в высокопроницаемом пропластке фронтвытеснения уйдет дальше, чем в малопроницаемом, а в зависимости от соотношения проницаемостей возможно ох­ лаждение нефти в малопроницаемом пропластке, увеличение ее вязкости, выпадение парафина, проявление структурных свойств и затухание фильтрации (нефть «замерзает»). Результаты ис­ следований С. В. Сафронова и Е. В. Теслюка показывают, что использование при внутриконтурном заводнении Узеньского ме­ сторождения холодной воды (10—20 °С) приводит к охлажде­ нию пластов, выпадению в пористой среде парафина и уменьше­ нию конечной нефтеотдачи на 9—12 % по сравнению с нефте­ отдачей при поддержании пластовой температуры (45 %). По­ этому для таких залежей необходимо поддержание не только давления, но и температуры, а еще лучше повышение ее. Повы­ шение температуры способствует существенному ослаблению структурно-механических свойств нефти. Внутриконтурное за­ воднение горячей водой осуществляется в крупном масштабе на Узеньском месторождении, в основные пласты которого еже­ годно закачивается около 40 млн. м3 горячей воды.

Более сложна зависимость характеристики вытеснения и нефтеотдачи от свойств нефти и условий течения при проявле­ нии вязкоупругих (релаксационных) свойств нефти (Усинское, Возейское и другие месторождения). Такими свойствами чаще всего характеризуются тяжелые нефти (с плотностью обычно более 934 кг/м3). Вязкоупругие свойства выражаются увеличе­ нием кажущейся вязкости (сопротивления движению) с ростом скорости фильтрации в каналах переменного сечения. В более крупных порах кажущаяся вязкость может быть выше, чем в мелких, что приводит к выравниванию скоростей движения жидкости в порах разного размера. При вытеснении вязкоупру­ гой нефти водой выявляются две противоположные тенденции: с повышением скорости фильтрации (или градиента давления) возрастает кажущаяся вязкость нефти, что вызывает снижение коэффициента вытеснения; увеличение кажущейся вязкости

вбольшей степени проявляется в более проницаемых прослоях,

врезультате чего выравнивается фронт вытеснения и повыша­ ется коэффициент охвата по толщине.

Вреальных условиях положение осложняется еще и тем, что одна и та же нефть при малых скоростях проявляет свойства

псевдопластичной, а при больших — вязкоупругой (дилатантной) жидкости. В связи с этим зависимость нефтеотдачи от вяз­ кости нефти, скорости фильтрации и степени неоднородности пласта изменяется более сложно. Лабораторными эксперимен­ тами и расчетами на основе модели Баклея — Леверетта обна­ ружено у в е л и ч е н и е нефтеотдачи при в ы т е с н е н и и в я з к о у п р у г и х

тые (заполненные флюидом — нефтью, водой, газом) трещины. Ширина закрытых трещин достигает 1—2 мм и более, иногда до сантиметров. Раскрытие открытых трещин по данным прямых измерений в основном составляет в аргиллитах 1—10, в карбо­ натных породах 10—20 и песчаниках 20—30 мкм. Раскрытие трещин в пластовых условиях зависит, кроме типа породы, так­ же от глубины залегания пласта и давления флюидов. На глу­ бинах свыше 2000 м значения раскрытия трещин во всех разно­ стях пород сближаются и обычно изменяются от 10 до 15 мкм.

Порода, содержащая трещины в отличие от каверн и пор, х а -. рактеризуется повышенной сжимаемостью вследствие сущест­ венной зависимости раскрытия трещин от давления.

По возрастающей густоте трещин многие исследователи рас­ полагают горные породы в следующий ряд: песчаники, извест­ няки, мергели, аргиллиты, т. е. густота трещин увеличивается с уменьшением размеров зерен обломочного материала. Трещи­ новатые коллекторы приурочены преимущественно к карбонат­ но-глинистым и карбонатным породам. По данным прямых из­ мерений между густотой трещин и толщиной слоя (пласта) наблюдается обратно пропорциональная зависимость. С увели­ чением толщины слоя до 0,1 м происходит резкое уменьшение густоты трещин до 20—70 м-1 в зависимости от состава пород; в интервале 0,1—0,4 м уменьшение густоты замедляется, а при толщине слоя от 0,4—0,5 м и выше густота трещин практически не изменяется и составляет 10—15 м-1. Густота трещин обычно не превышает 40 м-1 (исключая тонкослоистые разности), чаще всего, особенно для песчаников и известняков, она составляет 5—15 м-1. В продуктивном разрезе могут встречаться слои (пла­ сты) с высокой степенью трещиноватости. Трещиноватость и кавернозность увеличиваются от периферии структуры к своду и от подошвы до кровли пласта. Сеть трещин представлена обычно вертикальными или близкими к ним наклонными трещи­ нами, объединенными в одну или несколько систем. Макротре­ щины избирательно развиваются по более густой сетке микро­ трещин и составляют с ними единую систему, подчиняющуюся общим закономерностям развития. При этом густота микротре­ щин в 2—10 раз меньше густоты микротрещин. Если густота микротрещин колеблется от 10 до 100 м-1, что равнозначно рас­ стоянию между микротрещинами (величина, обратная густоте) от 0,01 до 0,1 м, то густота макротрещин изменяется в основ­ ном от 1 до 10 м-1 при расстоянии между макротрещинами от 0,02—0,1 до 0,2—1 м.

В каждой системе трещины имеют два основных направле­ ния, пересекающиеся под углом, близким к 90°. Часто преобла­ дает одна система с четко выраженной направленностью (ани­ зотропия трещиноватости), в основном совпадающей с направ­ лением одной из осей структуры, преимущественно с длинной

осью. Ориентировку трещин характеризуют диаграммами-ро­ зами их простирания.

Особенности строения трещиноватых коллекторов для целей исследования фильтрации, проектирования и анализа разра­ ботки могут быть учтены двумя моделями чисто трещиноватых и трещиновато-пористых коллекторов. Трещиноватые коллек­ торы представляют собой горную породу, рассеченную трещи­ нами на отдельные блоки (матрицы) типа «кирпичной кладки». Характерный линейный размер блоков равен обратной величине густоты трещин. Каждый блок гидродинамически как бы обо­ соблен внутри сети трещин. В чисто трещиноватом коллекторе блоки считаются непроницаемыми и не содержащими нефти (пористость и проницаемость их равны нулю), а в трещиновато­ пористом коллекторе блоки представлены обычной пористой средой, обладающей определенными пористостью и проницае­ мостью. Известно представление трещиновато-пористого пла­ ста моделями Бейкера (один матричный блок и одна трещина, горизонтально расположенные), Каземи (множество горизон­ тальных равномерно размещенных блоков и трещин), Уор­ рена—Рута (многоблоковая система типа «кирпичной кладки»), де Сваана (в отличие от модели Уоррена — Рута блоки имеют форму не параллелепипедов, а сфер) и др. Г. И. Баренблатт, Ю. П. Желтов и И. Н. Кочина, положившие в 1960 г. начало изучению фильтрации в трещиновато-пористых средах, предло­ жили трещиновато-пористую среду рассматривать как систему двух вложенных друг в друга разномасштабных «пористых» сред, систему с двойной пористостью или «двойную» среду. В каждой точке пространства вводятся по два значения порис­ тости, проницаемости, давления и скорости фильтрации соответ­ ственно в трещинах и порах блоков. Пористости и проницаемо­ сти трещин и блоков могут быть сопоставимы (одного порядка).

С этих позиций чисто трещиноватые коллекторы уподобля­ ются пористой среде, в которой зерна представлены непроницае­ мыми блоками, а сообщающиеся между собой поры — системой сообщающихся, в общем случае хаотически расположенных тре­ щин. Применительно к таким коллекторам могут быть использо­ ваны рассмотренные ранее методики расчета технологических показателей разработки. А. Т. Горбунов предложил аналитиче­ скую методику расчета при заводнении. Отличие ее от рассмот­ ренной ранее методики ВНИИ-1 состоит в том, что вместо раз­ ности давлений вводится функция давления, учитывающая за­ висимость проницаемости от давления, а также во внутренних фильтрационных сопротивлениях скважин учитываются инерци­ онные сопротивления, отражающие возрастание их с увеличе­

нием дебитов скважин.

Для массивных залежей приближенные методики расчета по­ казателей разработки предложили В. Н. Майдебор, Н. П. Лебс-

динец. Продолжительность безводного периода и интенсивность обводнения скважин разрабатываемых месторождений с трещи­ новато-кавернозными коллекторами в зависимости от развития трещиноватости по данным В. Н. Майдебора очень разные: от быстрого обводнения (за 2—6 мес скважины полностью обвод­ няются) до длительного периода эксплуатации (более 5 лет) при относительно небольшом (3—10 %) постоянном или мед­ ленно возрастающем содержании воды в жидкости и быстром последующем обводнении (за 2—5 мес). После обводнения скважин свыше 50 % количество отбираемой нефти составляет лишь 5—10 % суммарного отбора ее за водный период эксплуа­ тации. Коэффициенты нефтеотдачи при вытеснении нефти водой составляют 0,5—0,65.

В трещиновато-пористых коллекторах особенности вытесне­ ния нефти водой или газом обусловлены соотношением прони­ цаемостей трещин и блоков. Трещинная (вторичная) пористость сравнительно небольшая и в среднем составляет 0,2—0,8 %. Проницаемость трещин может изменяться от нескольких тысяч­ ных до 1 мкм2 и более. Пористость блоков изменяется от 1 до 20—30 %, а проницаемость от нуля до нескольких микрометров квадратных. Отметим, что следует отличать трещинную прони­ цаемость, когда она рассчитывается на все сечение среды, вклю­ чая -трещины, от проницаемости трещин. В зависимости от гус­ тоты трещин, точнее трещинной пористости, проницаемость тре­ щин в сотни раз больше трещинной проницаемости.

Поскольку трещиновато-пористые коллекторы представляют собой двойную среду, то первоочередное, опорежающее вытес­ нение нефти будет из более высокопроницаемой среды. На рис. 2.8 дана схема вытеснения нефти водой из трещиновато­ пористого пласта, когда проницаемости трещин меньше, равны и существенно больше (соответственно рис. 2.8 а, б и в) про­ ницаемости пористых блоков. Закачиваемая в пласт вода за счет созданного градиента давления внедряется в трещины и по­ ристые блоки пропорционально проницаемости трещин и поровой проницаемости. В коллекторах с высокой поровой прони­ цаемостью доля воды, поступающей в трещины, относительно невелика. В коллекторах с низкой или средней поровой прони­ цаемостью (по В. Д. Викторину и Н. А. Лыкову соответственно менее 0,01 мкм2 и в пределах 0,01—0,1 мкм2), где трещинная проницаемость выше поровой, наибольший объем воды посту­ пает в систему трещин, вытесняя из них нефть. Из трещин вода внедряется в пористые блоки сначала под действием гидроди­ намического перепада давления между системой трещин и по­ ристых блоков. Затем, если порода пористых блоков хорошо смачивается водой (гидрофильна), за счет противоточной ка­ пиллярной пропитки поступает в пористые блоки, замещая в них нефть и вытесняя ее в трещины. Очевидно, вода впиты-

существенно снижаться из-за ухудшения гтг.Левысокая и может

ротрещин пласт разбит макротрещинами н Г 1 я™М«Кр°' и мик' рые в свою очередь микротрещинами разбить КР°°Л0КИ’ кото' Есть основания полагать, что заполненные иен^ микРобл°ки.

Эти микроблоки охватываются процессом „а™ макРоблоков.

размер зоны капиллярной пропитки (стабилизиппп»иэпРеделяет Оценка размера ее дана в работах 10. П. Желтова и * “ кОНЫ)- пласта неодновременно охватываются процессом n™ Др’ Ьлоки этому зона возникает и перемещается вдоль пласта Рр!,И0ТКИ’ П0' кроме капиллярных процессов определяются расходом оерЫ ее

ваемой водь,. При больших скоростях закачки p S e p ? ^

капиллярной пропитки могут значительно превышать размеры залежи, так что вскоре после начала заводнения вода подойдет к добывающим скважинам, что приведет к отбору вместе с нефтью больших объемов воды. На таком представлении по­ строена методика расчета процесса разработки, предусматри­ вающая разбивку его на этапы, продолжительность которых равна времени полной капиллярной пропитки. Для упрощения расчетов принимается, что процесс пропитки бесконечен. При определении показателей разработки численным методом реша­ ется система дифференциальных уравнений (методики ВНИИнефть, УкргипроНИИнефть). В общем случае она включает уравнения неразрывности, движения, баланса фаз и межфазо­ вого обмена между блоками и трещинами.

Процесс разработки трещиновато-пористых залежей проте­ кает более сложно. Трещиноватость не препятствует заводне­ нию при расположении нагнетательных скважин на участках с низкой проницаемостью. Лучше избирательное и площадное заводнение с соотношением нагнетательных и добывающих скважин 2:1 и 3 : 1 с давлением нагнетания в пределах 0,45— 0,75 вертикального горного давления. Характерны большие объ­ емы закачиваемой и добываемой воды. Высокодебитные сква­ жины быстро обводняются. Снижение пластового давления со­ провождается смыканием микротрещин и отключением менее проницаемых слоев. Сосредоточенная и площадная закачка газа мало эффективны из-за быстрых прорывов газа по трещинам. Эти явления тем больше выражены, чем меньше поровая про­ ницаемость по сравнению с проницаемостью трещин. По дан­ ным В. Н. Майдебора при разработке таких залежей наблюда­ ются различные закономерности обводнения скважин, что обус­ ловлено резкой неоднородностью коллекторов по проницаемо­ сти. Например, на месторождениях Белоруссии по характеру обводнения скважины подразделяются на три группы: обводне­ ние скважин до 80 % происходит либо быстро за 6—10 мес, либо за 12—18 мес, либо медленно за 20 мес и более. После 80 % обводнения добыча нефти становится незначительной. Ко­ эффициенты нефтеотдачи изменяются от'0,1 до 0,6, а в некото­ рых случаях и более, в среднем могут составлять 0,2—0,4, при­ чем они меньше, чем для залежей с чисто трещиноватыми кол­ лекторами. Селективная изоляция обводнившихся интервалов обеспечивает снова промышленные притоки нефти в скважину. Форсирование отборов способствует увеличению добычи нефти.

Трещиноватые коллекторы характеризуются анизотропией проницаемости, когда проницаемость в одном направлении во много раз (на некоторых месторождениях в 13 раз) больше про­ ницаемости в перпендикулярном направлении. Совпадение на­ правления трещиноватости, в том числе макротрещин, с фрон­ том движения воды приводит к преждевременному обводнению

скважин и существенному снижению эффективности закачки воды. Поэтому скважины стараются по возможности размещать с учетом направления трещиноватости, которая однако выявля­ ется главным образом уже в процессе разработки.

Первоначальная скорость прорыва воды от нагнетательных скважин к добывающим изменяется в широких пределах — от 0,5 до 20 м/сут, а после прорыва скорость движения индикатора (флюоресцеина и др.) с водой достигает 1000 м/сут. Сравни­ тельно низкие первоначальные скорости движения воды связаны с расходованием ее на капиллярное насыщение (пропитку) мат­ риц, а также с разностью вязкостей нефти и воды. Высокие ско­ рости движения индикатора объясняются прорывом воды по от­ дельным высокопроницаемым трещинам или трещиноватым про­ пласткам, когда капиллярная пропитка блоков, прилегающих к этим каналам, практически закончилась. Увеличение скорости может быть.дополнительно обусловлено увеличением размеров каналов за счет растворения при интенсивном движении воды. Индикатор фиксируется в каждой из окружающих скважин не­ однократно (периодически), что объясняется разнотрещиноватостью пород. Испытываются способы уменьшения проницаемо­ сти макротрещин в пласте закачкой жидких осадко-, гелеили эмульсиеобразующих составов и других веществ. Больший ин­ терес представляют дисперсные системы, включающие частицы

тистическое распределение трещин по раскрытию, можно обес­ печить уменьшение проницаемости (управляемое, избиратель­ ное тампонирование) только высокопроницаемых макротрещии. Жидкие тампонирующие агенты всегда поступают во все ка­ налы пропорционально их проницаемости. Более эффективно создание потокоотклоняющих барьеров в глубине пласта, чем в призабойных зонах скважин, тем самым пласт из трещино­ вато-пористого «превращается» в пористый. Такие работы вы­ полняются в Ивано-Франковском институте нефти и газа. По­ лучены положительные промысловые результаты.

В целом месторождения с трещиноватыми коллекторами раз­ рабатываются методом заводнения с меньшей эффективностью, чем месторождения с пористыми коллекторами. Достигаемая нефтеотдача их на 5—20 % ниже. Особенности разработки таких месторождений обусловлены более сложной структурой пустотного пространства и строением залежи, отличием процес­ сов фильтрации и вытеснения нефти.

§ 2.8. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА РАЗРАБОТКИ И ВЫБОР РАЦИОНАЛЬНОГО ВАРИАНТА

Экономическая оценка разработки включает расчет экономиче­ ских показателей, из которых основные — себестоимость добычи нефти, удельные капитальные вложения и приведенные затраты. Эти показатели определяют по капитальным вложениям, экс­ плуатационным затратам и стоимости подготовки 1 т извлекае­ мых запасов. В качестве исходных данных принимаются следую­ щие технологические показатели разработки: объемы добычи нефти и жидкости, фонд добывающих и нагнетательных сква­ жин, глубина скважин и их дебиты (по нефти и по жидкости), объем деэмульгированной жидкости, объем, закачки рабочего агента и давление нагнетания, число скважино-месяцев экс­ плуатации. Методика расчета базируется на зависимостях эко­ номических показателей разработки от производственных и тех­ нологических параметров варианта разработки. Эти зависи­ мости (экономическая модель) установлены путем обобщения фактических и проектных данных разработки месторождений и производственной работы предприятий.

Направления капитальных вложений и эксплуатационных затрат и расчетные формулы для их определения приведены в табл. 2.1 и 2.2. Капитальные вложения состоят из затрат на бурение скважин, обустройство промыслов, обустройство си­ стемы ППД и общее промышленное обустройство района (до­ роги, производственные базы и др.). Последние затраты прак­ тически не зависят от варианта разработки и при необходимо­ сти принимаются в размере около 30 % от всех капитальных вложений. Отличительные особенности при расчете капиталь­ ных вложений учитываются поправочными коэффициентами на район выполнения строительно-монтажных работ, глубину, про­ дуктивность, сетку размещения, газовый фактор и буферное дав­ ление добывающих скважин, давление нагнетания, сетку раз­ мещения и глубину нагнетательных скважин.

Эксплуатационные расходы включают затраты на обслужи­ вание добывающих скважин (заработная плата производствен­ ного персонала, отчисления на социальное страхование, цеховые расходы); затраты, зависящие от уровня текущей добычи жид­ кости (перекачка и хранение, деэмульсация нефти); затраты на ППД (без амортизации и капитального ремонта нагнетатель­ ных скважин и электроэнергии); общепромысловые расходы, за­ висящие от числа добывающих скважин; амортизацию, состоя­ щую из отчислений на погашение первоначальной стоимости

скважин и оборудования. При расчете с использованием обоб­ щенных экономических нормативов (коэффициентов) Прово-