Содержание к диссертации
Введение
1. Современное состояние теории и практики разработки залежей при значениях пластового и забойных давлений ниже давления насыщения 7
1.1. Основы разработки месторождений на режиме растворенного газа 8
1.2. Механизм вытеснения нефти газом 10
1.3. Разработка нефтяных залежей на РРГ 12
1.3.1. Вклад М.Маскета в теорию разработки нефтяных залежей при РРГ 15
1.3.2. Эффективность закачки газа в пласты, разрабатываемые на РРГ 16
1.4. Методики расчета технологических показателей 17
1.4.1. Изменение реологических свойств нефти в процессах предфазовых переходов 17
1.4.2. Определение основных технологических показателей разработки при реализации РРГ 18
1.4.3. Гидродинамические расчеты вытеснения газированной нефти водой 21
1.4.3.1. Определение дебитов при заданных забойных давлениях 23
1.4.3.2. Определение забойных давлений при заданных дебитах 24
1.4.3.3. Вытеснение газированной нефти водой при давлении на контуре питания, равном давлению насыщения 25
1.4.3.4. Поршневое вытеснение газированной нефти водой 26
1.4.3.5. Вытеснение газированной нефти водой с учетом двухфазности потока в переходной зоне 28
1.4.3.6. О сведении расчетов по вытеснению газированной нефти водой к расчетам по вытеснению водой несжимаемой жидкости 30
1.5. Влияние различных факторов на эффективность РРГ 34
1.6. Классификация подходов к изучению проявлений режима растворенного газа 39
1.7. Выводы 42
2. Анализ влияния степени снижения забойного давления ниже давления насыщения и компонентного состава газа на вязкость нефти 43
2.1. Когда режим истощения лучше режима заводнения 43
2.2. Использование композиционной модели для решения задач разработки нефтяных месторождений при эксплуатации скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения 44
2.2.1. Изменение молярной доли метана 49
2.2.2. Изменение молярной доли диоксида углерода 54
2.2.3. Изменение молярной доли азота 56
2.3. Выводы 58
3.4. Гравитационное дренирование 59
2.4.1. Формирование вторичных трудноизвлекаемых запасов при разработке месторождений с большими углами падений 61
2.5. Выводы 66
3. Влияние изменения вязкости нефти на изменение соотношения подвижностей флюидов «нефть - вода» 68
3.1. Использование параметра соотношения подвижностей для оценки влияния технологических режимов работы скважин на условия движения нефти 68
3.2.Методика оценки влияния подвижности на условия фильтрации нефти 73
3.3. Изменение соотношения подвижностей «нефть - вода» для месторождения маловязкой нефти 76
3.4. Изменение соотношения подвижностей «нефть - вода» для месторождения нефти средней вязкости 78
3.5. Изменение соотношения подвижностей «нефть - вода» для месторождения высоковязкой нефти 80
3.6. Выводы 82
4. Анализ влияния вязкости нефти на конечный коэффициент извлечения нефти в различных геолого-физических условиях 83
4.1. Месторождение с низкой вязкостью нефти 84
4.2. Месторождение со средней вязкостью нефти 92
4.3. Месторождение с высокой вязкостью нефти 99
4.4. Выводы 107
Основные выводы 109
Литература 110
- Влияние различных факторов на эффективность РРГ
- Формирование вторичных трудноизвлекаемых запасов при разработке месторождений с большими углами падений
- Использование параметра соотношения подвижностей для оценки влияния технологических режимов работы скважин на условия движения нефти
- Месторождение со средней вязкостью нефти
Введение к работе
Актуальность проблемы
При разработке нефтяных месторождений практикуется эксплуатация скважин при забойных, а иногда и пластовых давлениях ниже давления насыщения, что приводит к переходу режимов пластов на режим растворенного газа. Широко распространенная в нашей стране разработка нефтяных месторождений с применением заводнения часто сопровождается эксплуатацией добывающих скважин с необоснованными снижениями забойных давлений ниже давления насыщения. Автором показано, что снижение забойного давления в рассмотренном интервале ниже давления насыщения приводит к уменьшению конечного коэффициента извлечения нефти (КИН). Разработанная автором методика позволяет количественно оценить уменьшение конечного КИН при различных степенях снижения забойного давления в различных геолого-физических условиях.
Цель работы
Оценка влияния сшгжения забойного давления ниже давления насыщения на эффективность выработки запасов нефтяных месторождений.
Основные задачи
Анализ и обобщение опыта разработки месторождений с забойными и пластовыми давлениями ниже давления насыщения.
Исследование влияния степени снижения забойного давления ниже давления насыщения и компонентного состава газа на изменение вязкости нефти в пластовых условиях.
Анализ влияния степени снижения забойного давления ниже давления насыщения на конечный коэффициент извлечения нефти в различных геолого-физических условиях.
Методы решения поставленных задач
Гидродинамическое моделирование
Аналитический
Научная новизна работы
Предложено использовать соотношение подвижностей флюидов «нефть - вода» в качестве геолого-физического критерия для оценки максимально допустимого снижения забойного давления ниже давления насыщения.
Впервые предложено использовать соотношение подвижностей флюидов «нефть - вода» для оценки влияния степени снижения забойного давления ниже давления насыщения на степень выработки запасов для месторождений с различной вязкостью нефти.
При эксплуатации нефтяных скважин со снижением забойного давления до 0,6 Рнас, за расчетный период, принятый равным 30 годам, при поддержании пластового давления, происходит снижение КИН относительно условий эксплуатации скважин с забойным давлением выше или равным давлению насыщения.
Практическая значимость исследования и реализация работы
Возможна количественная оценка максимального допустимого снижения забойного давления ниже давления насыщения с использованием соотношения подвижностей флюидов «нефть - вода».
Предложенная методика позволяет определять размеры зон с ухудшенными условиями для движения нефти в различных геолого-физических условиях, способствующими формированию в пласте областей с трудноизвлекаемыми запасами.
Методика позволяет определять количественное снижение КИН при снижении забойного давления ниже давления насыщения.
Полученные в диссертационной работе результаты были использованы при составлении проектной документации: «Дополнение к технологической схеме разработки залежей нефти Устькутского горизонта Даниловского газонефтяного месторождения» (Протокол ЦКР №4147от 06.12.2007г.) и «Дополнение к технологической схеме разработки залежей нефти Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения» (ТО ЦКР по ЯНАО №43-00 от 16.12.2008).
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы докладывались на:
- 60-ой Межвузовской студенческой научной конференции «Нефть и
газ» 2006 г. РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина;
- Всероссийской конференции «Фундаментальный базис новых
технологий нефтяной и газовой промышленности: Теоретические и
прикладные аспекты» - посвященной 20 -летнему юбилею ИПНГ РАН
2007г. Институт проблем нефти и газа РАН;
- «Новые технологии в газовой промышленности» 2007 г. РГУ нефти и
газа им. И.М.Губкина;
а также на научных семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений».
Публикации
По теме диссертационной работы опубликовано 6 печатных работ, в том числе 3 статьи - в ведущих рецензируемых журналах, рекомендованных ВАК РФ.
Структура и объем работы
Работа состоит из введения, четырех глав, выводов. Содержание диссертации изложено на 115 страницах, содержит 41 рисунок, 16 таблиц и список использованной литературы из 68 наименований.
Автор выражает искреннюю признательность и благодарность своему научному руководителю зав. кафедрой Р и ЭНМ д.т.н. проф. Мищенко И.Т. идеи которого легли в основу диссертации и научное руководство; Назарову Л.Н. за постоянные помощь, внимание, научные консультации при подготовке диссертационной работы. Также автор благодарен коллективу кафедры Р и ЭНМ за помощь и моральную поддержку.
Влияние различных факторов на эффективность РРГ
В соответствии со сложившимися в настоящее время представлениями изменение пористости и проницаемости продуктивных пластов существенно влияет на показатели разработки только при давлении выше давления насыщения нефти, как показали исследования Стрижова И.Н., Кочкина СЕ. и Михайлова А.И. [52]. В действительности при режиме растворенного газа происходит деформация продуктивного пласта, и изменение его коллекторских свойств может значительно повлиять на показатели разработки. Для учета деформации коллекторов необходимо знать, как изменяются пористость и проницаемость при снижении пластового давления. На нефтеотдачу существенно влияет уменьшение пористости, а темпы выработки запасов зависят от снижения продуктивности скважин в результате уменьшения проницаемости.
После проведенных исследований [52] были сделаны следующие выводы:
Высокий коэффициент извлечения нефти, достигаемый при разработке залежей на режиме растворенного газа, может быть обусловлен деформацией коллектора при снижении пластового давления.
Коэффициенты, с помощью которых учитывают изменение пористости и проницаемости продуктивных пластов, необходимо определять по истории разработки залежей на режиме истощения.
Огромное значение при; разработке месторождений на. РРЕ, помимо» изучения особенностей вытеснения газированной: нефти имеет определение влияния снижения пластового давления на выбор технологических режимов работы скважинного оборудования.
В работе И: Т. Мищенко и Р: Ф; Єагдиева1; [39]; показано; что, несмотря на проведенные широкомасштабные исследования скважин, эксплуатирующихся при давлениях ниже давления насыщения, и отмеченные повсеместно факты нелинейного изменения дебита в зависимости от депрессии; на промыслах используется линейная зависимость между этими параметрами, что приводит к значительным ошибкам при установлении режимов эксплуатации, особенно при выборе скважинного- оборудования и оптимизации его работы.
Проведенный, авторами анализ показывает, что; проблема определения выбора оптимального; значения депрессии и ее влияния на дебиты; скважин, продолжительности этого периода и возможных отрицательных последствий на сегодняшний день остается открытой:
До настоящего времени среди специалистов нет единого мнения относительно пределов снижения забойного давления для нефтяных и нефтегазовых зал ежей; с различными физико-химическими свойствами, нефти и газа, а также относительно продолжительности эксплуатации скважин на таких режимах без отрицательных последствий для, энергетического состояния системы и конечного коэффициента нефтеотдачи.
Известно, что при определенном соотношении фаз фазовая проницаемость по нефти снижается, приводя, во-первых, к увеличению фильтрационных сопротивлений и, во-вторых, к снижению дебита. Совершенно очевидно, что снижение указанных параметров зависит от той части пласта, в которой реализуется двухфазная фильтрация.
В работе И.Т.Мищенко и С.Ж.Нурумовой предложена оценка радиуса зоны двухфазной фильтрации нефти и газа при эксплуатации скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения.
Необходимо отметить, что неучет изменения текущего значения давления насыщения приводит к. существенному занижению размеров области двухфазной фильтрации.
Авторами, показано, что даже небольшое снижение пластового давления ниже текущего, приведет к существенному росту зоны двухфазной фильтрации со всеми вытекающими отсюда последствиями, снижающими эффективность выработки запасов.
Н.А. Еремин, А.Б. Золотухин и Л.Н. Назарова в работе «Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» показали, что энергетическое состояние залежи, определяемое целым рядом параметров (пластовое и горное давление, давление насыщения), не может оставаться неизменным в процессе разработки, но изменение соотношения указанных параметров во времени должны приводить, к изменениям, в системе, вплоть до изменения режима дренирования залежи [37]. Небольшая разница между пластовым давлением и давлением насыщения нефти газом (как, например, на Талинском нефтяном месторождении) и высокие запроектированные темпы отбора нефти, предопределяющие низкие забойные давления в добывающих скважинах, приводят к разгазированию нефти не только в призабойных зонах скважин, но и во всей области дренирования. В этих условиях эффект от заводнения резко снижается, а желание сохранить высокие темпы отбора приводит к еще большему снижению забойных давлений, резкому сокращению дебитов добывающих скважин при очень высоких депрессиях. Данное явление представляется определяющим для низкопроницаемых залежей, хотя оно имеет место и в высокопроницаемых.
Волосковым С.А. и Молчановой А.Г. [11] рассмотрено влияние снижения пластового давления ниже давления насыщения на примере эксплуатации Сибирского и Уньвинского месторождений. В результате частичной дегазация пластовой нефти, изменяются ее свойства. Использованы результаты исследований проведенных И.Т. Мищенко и
И.И. Дунюшкиным. Предложенная этими авторами методика позволяет рассчитывать текущие значения плотности, газонасыщенности пластовой нефти и давления насыщения, используя при этом единственный достоверно и точно определяемый параметр — плотность дегазированной нефти.
В процессе разработки рассматриваемых месторождений не только забойные, но и пластовые давления снижались ниже давления насыщения.
Мищенко И.Т. и Кондратюк А.Т. рассмотрели механизм процессов, происходящих в пористой среде при многофазной фильтрации, трудность их моделирования в лабораторных условиях в известной мере обусловлено опережением практикой нефтедобычи теоретических решений о движении газированной нефти в пористой среде [38].
В работе [19] проведен расчет следующих зависимостей: величины давления насыщения нефти от температуры; выделение газа из нефти при однократном разгазировании; плотность газа, выделяющегося из нефти при однократном разгазировании при температуре равной и отличной от 20С.
Также Дунюшкин И.И. [18] предложил учитывать зависимости растворимости газа в нефти, газосодержания и объемного коэффициента от давления, которые определяют на основании экспериментальных исследований процесса разгазирования нефти.
Количество растворяющегося или выделяющегося из нефти газа при одних и тех же условиях зависит от характера процесса - осуществляется ли он контактно или дифференциально.
По мнению Дунюшкина И.И., сравнение значений давления насыщения, полученных в лабораторных условиях и в пористых средах, не однозначно. Существует два способа определения давления насыщения в бомбе - PVT: контактный и дифференциальный. Контактный способ характеризуется тем, что при снижении давления ниже давления насыщения, выделившийся газ находится в контакте с нефтью. Для дифференциального способа характерен отвод порций газа при ступенчатом снижении давления. В пласте же в, момент выделения газа из нефти, выделившийся газ, в силу своей большей подвижности, фильтруется в сторону добывающих скважин (дифференциальное разгазирование), а при дальнейшем выделении газ не успевает фильтроваться в сторону скважин и остается в контакте с нефтью (контактное разгазирование). При этом очевидно, что существенное влияние на процесс разгазирования оказывает «присутствие» пористой среды.
Дунюшкин И.И.[18] предложил учитывать следующие аспекты: термодинамические основы разгазирования пластовой нефти; расчетное определение констант фазового равновесия компонентов нефти, таких, как константа равновесия метана, азота, сероводорода и двуокиси углерода.
В работе Баталина О.Ю., Брусиловского А.И. и Захарова М.Ю.[6] показан физический смысл, заложенный в методику определения объемного коэффициента и газосодержания при начальном давлении, используемый при подсчете запасов нефти и растворенного газа. Методика рекомендует проводить неизотермическое ступенчатое разгазирование пластовой нефти, моделирующее пластовую сепарацию добываемой пластовой нефти. Полученный таким образом объемный коэффициент показывает, во сколько раз объем товарной (дегазированной) нефти меньше объема, занимаемого пластовой нефтью[6].
Формирование вторичных трудноизвлекаемых запасов при разработке месторождений с большими углами падений
Для анализа влияния степени снижения забойного давления ниже давления насыщения на выработку запасов была построенная трехмерная гидродинамическая модель. На начало разработки пластовое и забойное давления были равны. Газ в свободной фазе на начальный момент времени отсутствует. Скважины вводятся в разработку месторождения постепенно. Общее количество скважин - 1 3. Для добывающих скважин установлены ограничения по максимальному снижению забойного давления на 80% от давления насыщения.
В процессе расчетов было отмечено, что при вводе в разработку первой добывающей скважины, расположенной у северного склона месторождения, значения нефте- и газонасыщенности начали уменьшаться в призабойной зоне, что соответствует общепринятым представлениям. Затем в процесс движения был вовлечен весь объем флюидов в пласте, включая и наиболее удаленную южную часть[40]. При дальнейшем процессе отбора флюидов наблюдался рост значений нефтенасыщенности по направлению от призабойной зоны скважины к периферии месторождения. При размере месторождения 3 км на 4 км оно было полностью (рисунок 2.13) охвачено процессом разгазирования уже через 15 месяцев после ввода в эксплуатацию первой скважины. Площадь, охваченная процессом разгазирования, составила 66% от площади месторождения. Сплошная и пунктирная стрелки - северный и южный склоны, соответственно.
При дальнейшем отборе флюидов из пласта, из нефти продолжал выделяться газ, при сохранении направления движущихся потоков от краевой части месторождения к забоям добывающих скважин. Однако, в наиболее удаленной от работающей скважины зоне пласта, было отмечено движение нефти не в сторону добывающей скважины, а в сторону угла падения залежи в нижележащие пласты, что показано на рисунке 2.15 (рисунок 2.15 соответствует выделенному участку А на рисунке 2.14).
Такое поведение пластовых флюидов- можно объяснить преобладающим действием гравитационных сил над гидродинамическим градиентом давления в удаленной части пласта. Нефть, из которой выделяется газ, становится более тяжелой, и, под действием силы тяжести, «опускается» в нижележащие пласты. В данном случае величина градиента давления оказалась недостаточной для продолжения движения более тяжелой нефти к забоям добывающих скважин. Однако для сохранения направления движения газа как более подвижного флюида, в сторону добывающих скважин этого градиента оказалось вполне достаточно.
Объемы пласта с пониженным пластовым давлением могут существенно увеличиваться во времени и охватывать значительные области пласта, приводя к образованию зон, насыщенных более вязкой и менее подвижной нефтью.
За время разработки, составившее 5 лет, сформировались четкие зоны с невыработанными запасами, характеризующиеся начальными значениями нефтенасыщенности (рисунок 2.16), изолированные выработанными зонами с остаточной тяжелой нефтью невысокой газонасыщенностью. Нефть и газ в околоскважинных областях были практически полностью извлечены.
С целью доизвлечения остаточных трудноизвлекаемых запасов были рассмотрены различные варианты расположения нагнетательных скважин. В результате анализа динамики выработки запасов была определена область с максимальным значением нефтенасыщенности.
Через 5 лет разработки месторождения в работу была введена нагнетательная скважина, расположенная в зоне с максимальной остаточной нефтенасыщенностью, равной начальному значению (участок Б на рисунке 2.16). Очевидно, что эта зона пласта не была охвачена процессом дренирования. С введением в работу нагнетательной скважины начинается процесс движения нефти (рисунок 2.17) за счет ее вытеснения водой к забоям добывающих скважин, находящихся в выработанных частях пласта. При этом вытеснение нефти водой в ранее выработанные области, характеризующиеся пониженным пластовым давлением, сопровождается дополнительным выделением газа.
На рисунке 2.18 представлен участок Б после окончания работы нагнетательной скважины. Сравнение значений нефтенасыщенности этого участка до начала работы нагнетательной скважины (рисунок 2.16) и после окончания (рисунок 2.18) показало, что коэффициент нефтенасыщенности уменьшился с 0.8 до 0.2.
Вновь выделившийся газ соединяется с газом, находящимся в выработанных участках пласта, что приводит к росту коэффициента газонасыщенности. Подключение нагнетательных скважин приводит к частичной выработке запасов в центральной части месторождения и к переформированию остаточных запасов на периферии месторождения. На рисунке 2.16 остаточные запасы сосредоточены в периферийных зонах месторождения со значениями нефтенасыщенности от 0.75 до 0.8.
После длительной разработки месторождения на режиме растворенного газа производят закрытие как нагнетательных, так и добывающих скважин. По окончании продолжительного процесса восстановления пластового давления происходит образование вторичных локальных газовых шапок, а также переформирование невыработанных запасов.
Использование параметра соотношения подвижностей для оценки влияния технологических режимов работы скважин на условия движения нефти
Сочетание режима заводнения с эксплуатацией.добывающих скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения приводит к образованию в пласте областей фильтрации с преобладанием насыщенностью какой-либо одной фазой. При исследовании эффективности разработки месторождения в таких условиях возникает проблема учета влияния этих областей вследствие большой разницы между вязкостями нефти и газа.
Понятие коэффициента подвижности впервые ввел М.Маскет в 1937году. Предельный коэффициент подвижности определяет максимальную скорость потока газа и воды по отношению к потоку нефти [62] где к н и к г — максимальные или предельные относительные фазовые проницаемости для нефти и газа. При типичных значениях (к „=1.0, к г=0.5, ц„ =1.0 мПа с, цг=0.025 мПа с) М=20: Это означает, что при заданном градиенте давления газ способен двигаться в 20 раз быстрее вытесняемой нефти.
В своих работах Одех [68], Биксел и Ван Пулен [60] занимались изучением распределения давления при исследовании добывающей скважины в пласте с радиальной неоднородностью (рисунок 3.1). Несмотря на то, что их в большей степени интересовала неоднородность, связанная со свойствами породы, чем с движущимися зонами различных флюидов, представленные ими методы интерпретации можно использовать и при исследовании движения многофазных флюидов. Результаты их работ применимы для изучения влияния изменении произведения пористости и сжимаемости (0Q), подвижности (к/ц) или проницаемости, влияющих на распределение давления, когда радиус нефтенасыщенной зоны значительно превосходит радиус заводненной зоны.
На основе изучения трехзональных пластов Мэррил, Каземи и Гогарти [66] сделали вывод, что единственной полезной информацией, которую можно получить при исследовании таких пластов, является подвижность флюидов в заводненной зоне и грубая оценка её протяженности, если при этом отмечается существенная разница в соотношении подвижностей. Надежные оценки подвижностей и положения нефтяной зоны и невозмущенной области невозможно получить по существующим технологиям исследования скважин и методикам интерпретации. По всей вероятности, единственным способом оценки таких параметров может стать метод совмещения кривых с помощью численного моделирования, как рассмотрено в работе [65].
Биксен и Ван Пулен [60] предлагают способ интерпретации результатов исследования скважин методом восстановления давления при изменяющихся в широком диапазоне соотношениях @Ct и к/u., когда нефтяная зона достаточно протяженная.
Одной из характерных особенностей процесса закачки воды при соотношении подвижностей не равном единице является изменение приемистости пласта по мере проникновения воды в пласт [64]. На ранних этапах закачки оно проявляется в виде переменного скин-фактора. При закачке достаточного количества жидкости вокруг нагнетательной скважины формируется значительная по протяженности зона, подвижность которой определяется по исследованиям на нестационарных режимах
При снижении давления в пласте ниже давления насыщения газ выделяется из нефти, при этом значение объемного коэффициента нефти уменьшается. При эксплуатации месторождения с забойными1 давлениями добывающих скважин ниже давления насыщения, газовая фаза движется по пласту намного быстрее нефти. Добыча на таком режиме характеризуется низкими дебитами. Этот факт связан с тем, что более подвижный газ преждевременно вытесняется из пласта за счет мене подвижной нефти, что можно интерпретировать в терминах энергий: в системе быстрее движутся фазы, обладающие наиболее высокой энергией. Сжимаемость газа значительно выше соответствующих параметров других фаз, поэтому можно считать, что газ обладает наибольшей вытесняющей энергией.
Высокое содержание растворенного в нефти газа означает, что сжимаемость такого флюида будет высокой даже при давлениях выше давления насыщения. Вследствие усадки скорость фильтрации газа значительно возрастает. Иногда при реализации режима со снижением забойного давления добывающих скважин ниже давления насыщения месторождение, которое до этого считалось нефтяным, может повести себя как газовое[64].
Качество процесса вытеснения нефти растворенным газом зависит от PVT-свойств нефти и газа. Для наиболее благоприятной добычи нефти необходимо, чтобы нефть была умеренно летучей и, в частности, обладала малой вязкостью. Отношение фазовых проницаемостей газа и нефти является одним из определяющих факторов благоприятной добычи нефти (рисунок 3.2). Так же на добычу нефти влияет и критическая газонасыщенность, по достижении которой выделившийся из нефти газ приобретает подвижность.
При падении давления ниже давления насыщения газ выделяется в виде дискретных пузырьков. При достижении некоторого уровня газонасыщенности пузырьки коагулируются, в результате чего происходит резкий скачок насыщенности (выше критического уровня), и газ внутри пор становится подвижным. При вычислении суммарной нефтеотдачи месторождения, разрабатываемого на режиме растворенного газа, чрезвычайно важным является значение критической газонасыщенности. Как правило, значение критической газонасыщенности составляет 5% порового пространства, то есть расширение газа до этого значения приводит к вытеснению этого же объема нефти при добыче. Иногда значение критической газонасыщенности может достигать 15% порового пространства и больше. До момента достижения критического значения насыщенности, текущий объем добычи газа будет меньше значения газового фактора. Такая картина будет наблюдаться в поровых пластах и в меньшей степени в трещинных системах. В этом случае газ, выделяющийся в высокопроницаемых коллекторах, становится подвижным, а нефтеотдача снижается.
Для повышения эффективности процесса вытеснения нефти водой большое значение имеет величина вязкости нефти. Таким образом, использование в расчетах предельных относительных проницаемостеи означает, что при непосредственном применении закона Дарси коэффициент подвижности определяется соотношением максимальной скорости вытесняющей фазы (воды) к максимальной скорости вытесняемой фазы (нефти).
Если значение коэффициента подвижности М 1, процесс вытеснения при линейном заводнении будет протекать стабильно. Нефть вытесняется под действием нагнетаемой воды, но условие М 1 говорит о том, что вода не может перемещаться быстрее, чем нефть (рисунок 3.3 а)
Вследствие повышенной вязкости нефти, когда соотношение подвижностей М 1, заводнение будет менее эффективным (рисунок 3.36). Вода в этом случае перемещается быстрее, чем нефть, и вытеснение происходит неравномерно. Наиболее высокая эффективность водонапорного режима может быть получена при низкой вязкости нефти и коэффициенте подвижности, меньшем единицы.
Месторождение со средней вязкостью нефти
Первая группа - низкая проницаемость призабойной зоны. Пр снижении забойного давления до 30% ниже давления насыщения был0 получено максимальное превышение дебита скважин по нефти относительно базового варианта до 6 т/сут или на 50%. Периоды работы скважин с повышенными дебитами составили от 4 месяцев до 36 месяцев.
При снижении забойного давления до 45% ниже давления насыщен;ця дебит скважин по нефти максимально увеличился на 12 т/сут или на 100 %. Продолжительность эффекта составила от 24 до 36 месяцев.
При снижении забойного давления до 60% ниже давления насыщения дебит скважин по нефти максимально увеличился на 10 т/сут или на 83% Продолжительность эффекта варьировалась от 12 до 35 месяцев (таблица 4.6).
Вторая группа — средняя проницаемость. Снижение забойного давления до 30% ниже давления насыщения привело к увеличению дебита скважин по нефти по сравнению с базовым вариантом до 21 т/сут или на 55%. Продолжительность эффекта составила от 13 до 17 месяцев.
Снижение забойного давления на 45% ниже давления насыщения приводит к увеличению дебита скважин по нефти на 20 т/сут или на 53%. Продолжительность эффекта менялась от 0 до 19 месяцев.
При снижении забойного давления на 60% ниже давления насыщения дебит скважин по нефти увеличивается на 12 т/сут или на 32%, а максимальная продолжительность эффекта (таблица 4.7) составляет 10 месяцев.
Третья группа - высокая проницаемость. При снижении забойного давления ниже давления насыщения на 30% происходит увеличение дебита скважин по нефти до 33 т/сут или на 69%. Продолжительность эффекта составляет от 20 месяцев до 24 месяцев.
Снижение забойного давления на 45% от давления насыщения привело к максимальному увеличению дебита на 22 т/сут или на 46%, продолжительность эффекта изменялась от 0 до 32 месяцев.
Снижение забойного давления на 60% ниже давления насыщения привело к максимальному увеличению дебита скважин по нефти на 20 т/сут или на 42%. Продолжительность эффекта менялась от 0 до 15 месяцев (таблица 4.8).
Для оценки влияния снижения забойного давления ниже давления насыщения на степень выработки запасов бьша проведена оценка дополнительной добычи нефти по отдельным скважинам для различных геолого-физических условий (значения проницаемости и вязкости).
Для групп скважин, эксплуатирующих пласты, насыщенные нефтью средней вязкости, максимальный прирост дополнительной добычи нефти по отдельным скважинам составил 80% (см. таблица 4.9)
По окончании периода действия эффекта от снижения забойного давления ниже давления насыщения, наблюдается существенное падение дебитов скважин по нефти по сравнению с базовым вариантом. Уже через 17 месяцев после окончания эффекта при снижении забойного давления на 30% ниже давления насыщения дебиты скважин по нефти снизились в 1,5 по сравнению с базовым вариантом. В дальнейшем дебиты продолжают снижаться. Так, например через 68 месяца дебиты скважин снижаются уже в 2 раза по сравнению с базовым вариантом, что в итоге приводит к снижению конечного КИН на 18% (таблица 4.10).
Так же через 38 месяцев после окончания эффекта снижение забойного давления на 45% ниже давления насыщения приводит к снижению дебитов скважин по нефти в 2 раза. Дальнейшее, падение дебитов скважин по нефти продолжается, в результате чего КИН снижается на 22% относительно базового варианта. При снижении забойного давления на 60% ниже давления насыщения, через те же временные интервалы, дебиты скважин по нефти снижаются соответственно в 2 и 3 раза в сравнении с базовым вариантом, что в итоге приводит к снижению конечного КИН на 28% относительно базового варианта.
При различных степенях снижения забойных давлений ниже давления насыщения, несмотря на кратковременное увеличение дебитов отдельных добывающих скважин, эксплуатирующих месторождение средней вязкости нефти, конечный коэффициент извлечения нефти снижается. Таким образом, эксплуатация скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения является неэффективной.
