Материал: Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений.

Рис. 2.4. Нефтегазовые залежи с краевой (а), подошвенной (в) водой и про­ межуточного типа (б).

Контуры: / — внешний водонефтяной; 2 — внутренний водонефтяной; 3 — внешний газо­ нефтяной; 4 — внутренний газонефтяной; зоны: / — водонефтяная; // — нефтяная; /// — газонефтяная; IV — газовая; V — газоводонефтяная

В залежах второго типа по всей площади залежи вода под­ стилает нефть, которая, в свою очередь, подстилает газовую шапку. Для них характерны всего два внешних контура: газо- и нефтеносности, оконтуривающих водонефтяную и газоводо­ нефтяную зоны. Площадь ГНК соизмерима с общей площадью нефтеносности (площадью ВНК). Между этими двумя край­ ними типами можно выделить промежуточный (третий) тип (рис. 2.4, б) с тремя контурами (один газоносности, два нефте­ носности), который при сближении ВНК и ГНК в процессе раз­ работки залежи может перейти в первый или второй тип.

Иногда применительно к каждому типу нефтегазовых зале­ жей по соотношению газо- и газонефтенасыщенного объемов

(%) выделяют нефтяные залежи с газовой шапкой (25), нефте­ газовые (25—50), газонефтяные (50—75) и газовые с нефтяной оторочкой (75).

Нефтегазовые залежи имеются практически во всех нефте­ добывающих районах СССР и мира, содержат большие запасы нефти. В настоящее время в СССР разрабатывается несколько сотен нефтегазовых залежей в районах Западной Сибири, Вол­ гоградского и Саратовского Поволжья, Краснодарского и Став­ ропольского краев, Азербайджана, Средней Азии, Казахстана, Украины. Большинство нефтегазовых залежей относится к мно­ гопластовым месторождениям, включающим как нефтегазовые, так и чисто нефтяные и чисто газовые залежи.

Наличие газовых шапок, а также подошвенной воды сущест­ венно осложняет разработку нефтегазовых залежей. Трудности разработки нефтегазовых залежей, как показывает изучение отечественного и зарубежного опыта, в основном связаны с вза­ имным влиянием газовой шапки и нефтяной части залежи. Раз­ работка таких залежей с вытеснением нефти газом газовой шапки в силу плохой вытесняющей способности и низкого ох­ вата вытеснением маловязким агентом связана с крайне низкой нефтеотдачей. Разработка же при водонапорном (точнее сме­

шанном режиме вытеснения водой) характеризуется потерями нефти, обусловленными ее внедрением в газовую шапку. По­ этому основной принцип разработки нефтегазовых залежей —

ограничение взаимовлияния газовой шапки и нефтяной части с одновременным созданием условий для вытеснения нефти во­ дой. В зависимости от геологических условий этот принцип реа­ лизуется различными путями.

Для небольших залежей в высокопроницаемых коллекторах, содержащих маловязкую нефть и имеющих активные пластовые воды, с успехом применяется система разработки с неподвиж­ ным ГНК. При разработке таких залежей давление в зоне от­ бора и законтурной зоне изменяется практически так же, как и при упруговодонапорном режиме, с несколько меньшим темпом за счет дополнительного вытеснения нефти выделяющимся ра­ створенным газом. Пропорционально темпу падения давления и начальному объему газовой шапки из нее осуществляется не­ обходимый (контролируемый) отбор газа. В практике разра­ ботки нефтегазовых залежей допускались случаи неограничен­ ного отбора газа вследствие недостаточной разведанности зале­ жей (Елшанское месторождение), одновременного отбора нефти

игаза с перемещением ГНК в сторону газовой шапки или неф­ тяной зоны в связи с потребностью в газе или при аварийном фонтанировании скважин (Урицкое, Нижне-Омринское место­ рождения), а также отбора нефти с расширением газовой шапки в начальный период разработки с целью оценки активности вод

иупругого запаса газа (Коробковское, Анастасиевско-Троицкое

идругие месторождения). Известно также применение закон­ турного или приконтурного заводнения для поддержания пла­

стового давления на уровне начального пластового давления в зоне отбора или с его снижением (Жирновское месторожде­ ние) либо с целью преобразования нефтегазовой залежи в неф­ тяную при большом соотношении поровых объемов нефтяной и газовой частей (Бахметьевское месторождение). Главный не­ достаток систем разработки с неподвижным ГНК — длительная консервация свободного газа газовой шапки.

Более эффективно воздействие на нефтегазовую залежь во­ дой, закачиваемой в нагнетательные скважины на линии внут­ реннего контура газоносности (барьерное заводнение). Водяной барьер разделяет основные запасы нефти и свободного газа и позволяет одновременно отбирать нефть из нефтяной оторочки и газ из газовой шапки. Барьерное заводнение можно успешно применять на залежах первого типа с большими газовыми шап­ ками и со сравнительно узкой газонефтяной зоной. Оно нашло применение на Коробковском, Бехметьевском, Бузовны-Машта- гинском и других месторождениях. Барьерное заводнение можно дополнять законтурным заводнением (Бахметьевское месторож­ дение), при этом предотвращается возможный уход нефти в за­

контурную зону. Возможны также другие варианты разработки конкретных нефтегазовых залежей. Для поддержания давления в залежах с подошвенной водой может применяться либо закон­ турное заводнение, либо закачка воды под водонефтяной кон­ такт.

При разработке нефтяных залежей с газоконденсатной газо­ вой шапкой (нефтегазоконденсатные залежи), к которым отно­ сят залежи с содержанием конденсата в газе более 200 см3/см3, ставится задача более полного извлечения конденсата из за­ лежи, поэтому с системами разработки нефтегазовых залежей должны рационально сочетаться методы разработки газоконден­ сатных залежей.

Многие нефтегазовые и нефтегазоконденсатные залежи имеют обширные подгазовые зоны и малую нефтенасыщенную толщину при плохих коллекторских свойствах (Самотлорское, Федоровское, Уренгойское, Оренбургское и другие месторожде­ ния), в подгазовых зонах которых заключены значительные за­ пасы нефти. Извлечение нефти из таких зон существенно ослож­ няется прорывами газа из газовой шапки и подошвенной воды. Эти зоны, в силу сравнительно плохих коллекторских свойств, не могут разрабатываться рассмотренными системами. Разра­ ботка таких залежей интенсивно исследуется. Обсуждается воп­ рос о наличии и подвижности остаточной нефти в газовых шапках. От ответа на него существенно зависит направление решения проблемы разработки обширных, малой толщины под­ газовых зон. Изучается целесообразность смещения нефтяных оторочек в газовую часть залежи.

Существенная разница имеется в размещении нефтяных скважин и установлении технологических режимов их работы. На нефтегазовых залежах с краевой водой размещение скважин аналогично размещению на нефтяных залежах. Для нефтегазо­ вых залежей с подошвенной водой характерно размещение сква­ жин по сравнительно плотной равномерной сетке (не более 300—400 м). В зависимости от местоположения нефтяных сква­ жин на залежи назначается технологический режим их работы. Для скважин в нефтяных зонах можно задать режим работы, характерный для обычных нефтяных залежей. В остальных слу­ чаях скважины должны работать при условии предотвращения преждевременных прорывов воды (водонефтяные зоны), газа (газонефтяные зоны) или воды и газа (двухконтактные газово­ донефтяные зоны).

Принципы расчета безводных и безгазовых дебитов скважин в газоводонефтяных зонах однородного пласта разработаны М. Маскетом, И. А. Чарным, А. К. Курбановым, П. Б. Садчиковым, Ю. И. СткляЦиным, А. П. Телковым и др. Конусы воды и газа как результат деформирования ВНК и ГНК образуются при отборе нефти из нефтегазовой залежи скважиной с интер-

Рис. 2.5. Схема скважины с водяным и газовым ко­ нусами

валом перфорации b (рис. 2.5) за счет создания градиента дав­ ления др/дг вдоль вертикальной оси z. Если водяной и газовый конусы достигли интервалов перфорации, но ни газ, ни вода не поступают в скважину, соотношение между высотами газового уг и водяного ун конусов в первом приближении уГ/Ун—0,2, т. е. высота газового конуса всегда меньше высоты водяного конуса. Дебит скважины в таком случае называют оптимальным (пре­ дельным безводным и безгаздвым) дебитом. Поскольку измене­ ние отношения bjh от 0 до 0,2 мало влияет на предельный де­ бит, то принимают b<0,2 h, где h — нефтенасыщенная толщина пласта.

Анализ траекторий движения частиц жидкости в вертикаль­ ной плоскости показывает, что в верхней части они имеют на­ клон вниз, а в нижней наоборот искривлены вверх. В некотором промежуточном положении они представляют собой горизон­ тальную линию. Эта линия совпадает с серединой интервала перфорации. Положение интервала перфорации задают расстоя­

~0,35 h)y т. е. интервал перфорации должен размещаться ближе к ГНК- С уменьшением проницаемости kz в вертикальном на­ правлении увеличивается коэффициент анизотропии пласта х =

= д/&/&2,в результате увеличивается предельный дебит сква­ жины, где k — проницаемость в горизонтальном направлении.

Приведенный анализ справедлив для однородного анизо­ тропного пласта. Он дает только понимание процессов конусообразования газа и воды. Фактические предельные дебиты су­ щественно отличаются от расчетных вследствие слоистого строе­ ния пластов и наличия в коллекторе линзовидных непроницае­ мых прослоев, преграждающих путь потоку воды (газа) к за­ бою скважины. Такая неоднородность учитывается коэффициен­ том х- Оценить его можно по данным фактической эксплуата­ ции скважин. При наличии в нефтенасыщенном разрезе непро­ ницаемых прослоев интервал перфорации целесообразно перио­

дически переносить относительно контактов: сначала распола­ гать ближе к ВНК под первым непроницаемым прослоем, а затем последовательно осуществлять перфорацию под очеред­ ными вышележащими непроницаемыми прослоями после пол­ ного обводнения действующих интервалов, изолируя последние (например, цементными пробками в стволе скважины). Это обеспечивает послойное вытеснение нефти водой и достижение большей нефтеотдачи. Такой перенос успешно применен при разработке нефтяного слоя горизонта IV Анастасиевско-Трбиц- кого месторождения. Искусственно увеличить % можно созда­ нием непроницаемых экранов на границе контактов. Увеличить дебит нефти можно еще смещением интервала перфорации к ВНК и форсированием отбора жидкости без прорыва газа, что однако приводит к необходимости добычи большого коли­ чества воды. Целесообразность такой эксплуатации должна быть доказана технико-экономическим анализом.

В процессе разработки залежи контакты перемещаются, тол­ щина нефтяного слоя уменьшается, поэтому положение интер­ вала перфорации, установленное в начальной стадии эксплуа­ тации, уже не будет оптимальным. Смещение интервала перфо­ рации в сторону любого контакта приводит к уменьшению предельного дебита, причем при смещении его к ГНК снижение дебита больше, чем при смещении к ВНК. Если интервал вскры­ тия сместился в сторону одного контакта, то предельный дебит будет определяться предельным устойчивым состоянием конуса этого контакта в то время, когда противоположный конус еще не достиг предельного устойчивого состояния.

Для решения задачи определения технологических показате­ лей разработки нефтегазовых залежей было предложено не­ сколько приближенных аналитических методов, которые в ос­ новном базируются на использовании уравнений материального баланса для нефти, газа, воды или уравнений материального баланса и уравнений одномерного движения в системе галерей. В настоящее время для этих целей применяют численные ме­ тоды моделирования, в частности методику ВНИИ-2.

Значительная часть запасов нефти (от 20 до 50 %) нефтя­ ных месторождений сосредоточена в водонефтяных зонах. Как и в случае нефтегазовых залежей, отличительная особенность разработки цодонефтяных зон заключается в том, что течение нефти и воды носит сложный пространственный характер, прак­ тически с начала эксплуатации добывается обводненная нефть. Эффективность разработки водонефтяных зон меньше, чем неф­ тяных — объем добываемой воды намного больше, а конечная нефтеотдача существенно ниже. В практике разработки зале­ жей нефти с водонефтяными зонами взято направление на си­ стемы с активным воздействием, обеспечивающие развитие по­ слойного течения, особенно в условиях неоднородных коллек-