Увеличение градиентов давления в нефтяном пласте

Способы уменьшения аномалий вязкости нефти в залежи

Аномалии вязкости нефти в пласте приводит ко многим нежелательным последствиям. В неоднородных по проницаемости пластах из-за аномалий вязкости усиливаются различия подвижностей нефти на участках с разной проницаемостью пород. В малопроницаемых породах градиент давления предельного разрушения структуры в нефти более высокий, чем в породах с большей проницаемостью. Из-за этого в малопроницаемых породах вязкость нефти в несколько раз выше, чем в высокопроницаемой породе при тех же градиентах давления.

Тиксотропное упрочнение структуры и сверханомалии вязкости еще более усиливают различия в подвижности нефти в высоко- и малопроницаемых породах.

Зависимость подвижности нефти от градиента давления приводит к ряду осложнений при разработке залежи: уменьшается охват пласта вытеснением водой и, следовательно, уменьшается нефтеотдача – как безводная, так и полная, увеличивается обводненность добываемой нефти.

При разработке залежей аномально-вязкой нефти большое значение имеет предупреждение этих осложнений. Ниже рассматриваются некоторые способы снижения аномальной вязкости и уменьшение их влияния на фильтрацию нефти в пласте.

Аномалии вязкости и подвижности нефти наблюдается при фильтрации с градиентами давления ниже градиента давления предельного разрушения структуры. При более высоких градиентах давления аномально-вязкая нефть ведет себя как ньютоновская жидкость и фильтруется она по закону Дарси. Поэтому разработку залежи аномально-вязкой нефти целесообразно вести так, чтобы на значительной части пласта градиенты давления были выше градиентов предельного разрушения структуры.

Создание высоких градиентов давления в пласте достигается несколькими способами. Увеличение давления нагнетания воды в нагнетательных скважинах – наиболее распространенный способ обеспечения высоких градиентов давления в пласте. Он успешно используется на месторождениях Башкирии, Татарии, Куйбышевской и Тюменской областей и в других районах страны. Опыт увеличения давления нагнетания воды показал, что при этом растет охват пласта заводнением, профиль приемистости скважин становится более равномерным. Установлено, что существует наибольшее допустимое давление нагнетания для каждого пласта. Превышение его приводит к уменьшению охвата пласта заводнением из-за прорывов воды вследствие расслоения пласта под действием высокого давления в призабойной зоне нагнетательных скважин. В этом случае происходит по существу гидравлический разрыв пласта с образованием узких каналов, по которым преимущественно двигается вода по пласту к эксплуатационным скважинам. Эти скважины в результате расслоения быстро и сильно обводняются. Наибольшее допустимое давление нагнетания зависит от большого числа трудно определимых факторов: от горного давления, прочности пород в районе нагнетательной скважины, степени естественной трещиноватости пород и т.д. Поэтому допустимое давление нагнетания определяют в каждой скважине опытным путем, добиваясь наиболее равномерного профиля приемистости нагнетательной скважины.

Увеличение градиентов давления в пласте происходит в случае приближения нагнетательных скважин к эксплуатационным. Для достижения этой цели часто бурят дополнительные нагнетательные скважины или переводят под нагнетание воды эксплуатационные – на тех участках, где градиенты давления и пластовые давления оказываются низкими.

Перенос фронта нагнетания способствует повышению коэффициента нефтеотдачи продуктивного пласта. Это происходит, во-первых, из-за увеличения градиентов пластового давления в зонах проявления аномалий вязкости нефти; во-вторых, подключения ранее не работавших нефтенасыщенных пропластков; в-третьих, вследствие подключения в разработку участков продуктивного пласта, экранированных ранее от воздействия нагнетания зонами непроницаемых разностей пород. Основным требованием при этом является тщательный контроль за полнотой извлечения нефти на участке, остающемся за новой зоной нагнетания.

С приближением нагнетания к зоне отбора непосредственно связан вопрос об эффективном пределе обводнения продукции скважин к моменту отключения их из работы.

В разработках института ТатНИПИнефть рекомендовано для ряда площадей Ромашкинского месторождения эксплуатацию скважин осуществлять до 90% обводнения их продукции. Более глубокая отмывка каждой скважиной связанной с ней зоны дренирования ускоряет во времени возможность переноса в нее нагнетания, что в свою очередь интенсифицирует процесс разработки залежи нефти. Кроме того, в условиях прерывистых коллекторов глубокая промывка каждой скважиной своей зоны дренирования, часто не имеющей связи со скважинами последующих родов, способствует повышению конечного коэффициента нефтеотдачи.

Очаговое заводнение можно рассматривать как частный случай переноса нагнетания, основным признаком которого является приближение нагнетания к зоне отбора и создание более высоких градиентов пластового давления в отдельных зонах пласта. При переносе закачки на каком-то участке в обводнившиеся эксплуатационные скважины интенсификация отбора нефти из указанныхзон производится после полного извлечения промышленных запасов первой полосы, непосредственно прилегающей на этом участке к линиям нагнетания. При очаговом заводнении разработка первой полосы и интенсификация отборов запасов нефти из удаленных изолированных зон производятся одновременно, т.е. разработка последних во времени приближается.

При планировании организации очагового заводнения в зонах проявления аномалий вязкости нефти очень важно правильно выбрать скважину под закачку воды. От правильного решения зависит эффективность разработки участка, величина дебита окружающих скважин, полнота извлечения нефти и технико-экономические показатели.

Специальные теоретические исследования и накопленный большой опыт разработки нефтяных месторождений показали, что при выборе скважин под очаговое заводнение необходимо придерживаться следующих основных принципов.

1. Очаговые скважины должны быть расположены в зонах проявления аномалий вязкости нефти или в так называемых «застойных» зонах.

2. В выбираемой под очаговое заводнение скважине должны быть вскрыты все пласты, содержащие на этом участке промышленную нефть, и вскрытие в окружающих эксплуатационных скважинах.

3. При организации очагового заводнения на двух соседних участках, либо вблизи нагнетательного ряда, очаговые скважины следует выбирать таким образом, чтобы между двумя зонами нагнетания имелась бы как минимум одна эксплуатационная скважина, так как при размещении нагнетательных скважин рядом они, работая в условиях интерференции, задавливают одна другую.

Снижение забойного давления эксплуатационных скважин может также рассматриваться как способ повышения перепада давления между зонами закачки и отбора и, следовательно, повышения градиентов давления.

Например, в условиях Ромашкинского месторождения минимальное давление фонтанирования скважин по мере обводнения их продукции изменяется от 114 до 160 кгс/см³ (по данным ТатНИПИнефть). В среднем давление фонтанирования за период работы скважин фонтанным способом составляет 125-130 кгс/см². Следовательно, только в результате перевода скважин на механизированный способ эксплуатации на режиме Р_заб = Р_нас перепад давления может быть увеличен на 35-40 кгс/см². Для усиления эффекта забойное давление эксплуатационных скважин может быть уменьшено ниже давления насыщения до допустимых пределов.

Дата добавления: 2015-06-04