К оглавлению журнала

 

УДК 622.276:533

© И. П. Жабрев, Ю. А. Стуканогов, 1992

ЗАВИСИМОСТЬ НЕФТЕОТДАЧИ ОТ НАПРАВЛЕНИЯ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ В АНИЗОТРОПНЫХ ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТАХ

И. П. ЖАБРЕВ (ИПНГ РАН), Ю. Д. СТУКАНОГОВ (Гипроморнефтегаз)

Одна из актуальных проблем, стоящая перед промысловыми геологами-нефтяниками, создание геологических моделей, адекватных реальным геолого-физическим условиям залегания пласта и залежи. Только на базе таких моделей можно принять правильные технологические решения по расстановке добывающих и нагнетательных скважин, оптимизации режимов их эксплуатации, выбору метода и способа воздействия на залежи и др.

Изучение движения жидкостей в пористых средах [3] свидетельствует о существовании некоторых преимущественных направлений, в которых наблюдаются более интенсивные фильтрационные потоки при одних и тех же перепадах давления, что указывает на то, что в этом случае фильтрующая среда анизотропна относительно коэффициента проницаемости.

Впервые Ж. Феррандон установил, что проницаемость в анизотропной среде имеет форму симметричного тензора, когда при переходе от вектора градиента давления к вектору скорости фильтрации меняется не только масштаб, но и направление. Подобное преобразование может выполнить только тензор, который и является в этих условиях тензором проницаемости.

Основное значение модели Феррандона заключается в том, что она продемонстрировала тензорную природу проницаемости горных пород, хотя компоненты тензора проницаемости не могут быть вычислены по формулам, предложенным автором модели. Их можно определить только в результате достаточно сложных экспериментов [3].

Вопрос о справедливости тензорной теории проницаемости для реальных горных пород был рассмотрен ранее (А. Е. Шейдеггер, 1960 г.). Результаты анализа по определению проницаемости вдоль различных направлений, перпендикулярных к оси керна, т. е. для случая плоскорадиального течения, были вычерчены в форме полярных диаграмм проницаемости. Многие полярные диаграммы имеют форму эллипса, который дает возможность судить о главных направлениях фильтрации по его главным осям. Интересные результаты получены группой исследователей на, Усинском месторождении (М. А. Груздова и др., 1981 г.). При изучении продвижения нагнетаемой воды в скважины было установлено, что движение жидкости вдоль рядов скважин, расположенных перпендикулярно к основному тренду осадконакопления, происходит медленно, чем вдоль тренда, т. е. по линиям, параллельным длинным осям зерен, составляющих породу-коллектор.

В связи с этим сделана попытка на этом месторождении вместо скалярных исследовать векторные величины проницаемости [2]. Были отобраны образцы керна среднедевонских песчаников, которые палеомагнитным методом были ориентированы по странам света. Из каждого образца керна выпиливали по четыре стандартных цилиндрика, ориентированных в направлениях различных частей света, и исследовали их с обоих концов. По результатам определений построены диаграммы-розы, которые имеют одинаковые максимумы (север юг). Это главное универсальное направление, в свою очередь, субпараллельно трендам осадконакопления. Интересно отметить, что полученные многоугольники легко вписываются в эллипсы.

Также были получены ориентированные большие шлифы, изготовленные из тех же кернов. Исследование показало, что ориентированных вытянутых кварцевых зерен, из которых в основном состоит порода-коллектор, не так много, однако на участках, где это наблюдается, они всегда имеют достаточно отчетливую субмеридиональную ориентировку. Просмотр шлифов подтвердил, что изменение проницаемости связано с упаковкой зерен в породе. Проницаемость лучше по линиям, параллельным длинным осям зерен, и хуже по перпендикулярным к ним. Результаты, подтверждающие тензорную природу проницаемости, получены в промысловой практике с помощью индикаторов фильтрационных потоков. Диапазон изменения максимальной скорости опережающего перемещения нагнетаемой воды в различных направлениях от одной и той же нагнетательной скважины в большинстве случаев весьма широкий. Например, по месторождениям Ачикулак 13,8–231 м/сут, Осташковичское 396,5– 2393 м/сут, Старогрозненское 14,3–73,3 м/сут; Ромашкинское (Восточно-Лениногорская площадь) 158–480 м/сут; Осинское 144–900 м/сут [4].

Таким образом, теоретические предпосылки о тензорной природе проницаемости горных пород [3] были подтверждены экспериментами (А. Е. Шейдеггер, 1960 г.) и промысловыми данными [2, 4]. Для математического выражения притока жидкости в скважину в анизотропном пласте предлагалось выбрать оси координат так, чтобы две из них были направлены вдоль главных осей эллипса проницаемости, лежащего в плоскости фильтрации, а третья совпадала с осью скважины [1]. Анализ фильтрации в анизотропных пластах позволил сделать вывод, касающийся, в частности, эффективности заводнения нефтяных залежей. Для наиболее полного дренажа пласта при заводнении необходимо обеспечить условия, при которых вытеснение нефти водой происходило бы в направлении оси анизотропии, соответствующей минимальному значению направлений проницаемости, т. е. вдоль малой главной оси эллипса проницаемости.

Однако приток жидкости в скважину рассматривается как плоско-радиальный. На самом деле фильтрация в анизотропном по проницаемости пласте носит сложный пространственный характер, а ось анизотропии, совпадающая с осью скважины в случае вертикальности последней и слабого наклона пласта, будет располагаться перпендикулярно к напластованию пород-коллекторов и соответствовать в подавляющем большинстве случаев минимальному значению направленной проницаемости, обусловленной фактором слоистости терригенных образований, создающим анизотропию. Отсюда можно сделать вывод о том, что вытеснение нефти водой перпендикулярно к напластованию будет наиболее эффективным и приведет к увеличению охвата залежи процессом заводнения, что подтверждается промысловым опытом [5].

Для наиболее полной оценки эффективности подобного способа вытеснения полезно рассмотреть влияние капиллярных процессов и гравитационных сил при перемещении поверхности ВНК в направлении, перпендикулярном к напластованию. В основу положим так называемую сеточную модель И. Фетта, составленную из капилляров, соединяющихся друг с другом в узлах, подобно узлам рыболовной сети. Модель в первую очередь предназначена для исследования механизма двухфазной фильтрации [З].

Капиллярные силы локализованы в ограниченном объеме пласта на границе вода нефть, а градиенты их могут быть выше созданных гидродинамических градиентов давления, вследствие чего возможности влияния капиллярных сил на процесс вытеснения нефти водой могут быть значительными (М.Л. Сургучев, 1968 г.).

По расчетам в случае, если реальный пласт при заводнении будет представлять собой бессистемное расположение заводненных трубок тока в объеме залежи, а такие условия, по нашему мнению, создаются при перемещении поверхности ВНК в направлении, перпендикулярном к напластованию, то дополнительный коэффициент охвата может достигать величин 0,16–0,20. Под действием капиллярного давления в канале постоянного сечения движение мениска будет самопроизвольным (3. В. Волкова, Ш. К. Гиматудинов, 1980 г.). В горизонтальном канале это движение может происходить на неограниченную глубину, а высота вертикального подъема мениска в канале постоянного сечения ограничивается действием гравитационных сил. В реальных пористых средах на пути движения мениска может встретиться расширение канала (узел модели Фетта), в этом случае самопроизвольное движение мениска прекратится (Л.В. Лютин, 1954 г.). Дальнейшее движение границы раздела фаз через расширение канала может произойти только под действием внешнего давления, превышающего капиллярное в расширенном сечении. Последнее становится противоположным по знаку, т. е. направлено в сторону более смачивающей фазы (М. Л. Сургучев, 1968 г.).

Учитывая, что первым направлением капиллярных процессов является вертикальная (т. е. по нормали к поверхности ВНК) пропитка водой нефтенасыщенных слоев из смежных заводненных, необходимо в водонасыщенной зоне создать внешнее давление, превышающее внутреннее давление в расширенном сечении капилляра (М. Л. Сургучев, 1968 г.), причем, по нашему мнению, с целью повышения эффективности процесса вытеснения градиент внешнего давления должен по знаку совпадать с градиентом капиллярного давления между водо- и нефтенасыщенной частями пласта. В этом случае проявление капиллярных сил будет служить положительным фактором при вытеснении нефти водой перпендикулярно к напластованию.

Приведенные теоретические и геолого-промысловые предпосылки подводят к выводу о том, что полнота нефтеизвлечения в анизотропных по проницаемости пластах зависит от направления вытеснения. Поэтому заслуживает интерес опыт разработки нефтяных залежей с подошвенной водой, в частности тех залежей, где вытеснение происходит преимущественно за счет напора подошвенной воды. Это так называемые водонефтяные залежи []. В этом случае в условиях слабонаклонного пласта поверхность ВНК практически перемещается в направлении, перпендикулярном к напластованию, создавая, на наш взгляд, лучшие предпосылки для пространственной фильтрации и увеличения охвата залежи процессом заводнения. Видимо, не случайно многие исследователи отмечают, что за фронтом вытеснения неизвлеченных запасов подвижной нефти не отмечается.

Геолого-промысловые и геофизические исследования механизма обводнения и нефтеотдачи при вертикальном подъеме ВНК в слабонаклонных пластах, проведенные на примере многих водонефтяных залежей, показали высокую полноту вытеснения в заводненном объеме (60–70 %) по балансу запасов, остаточной нефтенасыщенности кернов и геофизическим исследованиям. Достаточно привести примеры из опыта разработки водонефтяных залежей пласта С-1 Мухановского месторождения; пласта среднекембрийского песчаника месторождений Красноборского вала; IV мэотического горизонта Анастасиевско-Троицкого месторождения; ХII среднеюрского горизонта Жетыбайского месторождения; VIIIХ среднеплиоценовых горизонтов месторождения Песчаный-море и др. Нефтяные залежи с подошвенной водой и обширные водонефтяные зоны платформенных месторождений привлекают внимание исследователей в связи с наличием в них значительных запасов нефти и особенностями механизма обводнения и выработки запасов. Здесь же следует учесть и то обстоятельство, что практика разработки платформенных месторождений, содержащих нефти с относительной вязкостью 2–3, показывает на то, что пластовые залежи с краевой водой в результате опережающего стягивания внутреннего контура нефтеносности по подошве в поздней стадии разработки нередко преобразуются в водонефтяные, и дальнейший процесс вытеснения происходит преимущественно за счет подъема ВНК.

Интересен факт наличия вертикальных перетоков между пластами, составляющими эксплуатационный объект, через так называемые литологические окна, в районе которых нефть вытесняется за счет вертикального подъема ВНК.

Для водонефтяных залежей до конца не решены вопросы влияния на нефтеотдачу таких факторов, как величины вскрытия нефтенасыщенной толщины пласта и дебитов, геометрии и плотности сетки скважин, способа заводнения и др. Следует искать оптимальные величины вскрытия пласта и дебитов скважин, обеспечивающие достижение экономически целесообразных темпов разработки и величины конечной нефтеотдачи [5]. При этом целесообразно использовать вероятностно-статистические модели, которые наиболее полно учитывают природные и технологические факторы, влияющие на эффективность разработки залежей.

Для подобного типа залежей наиболее рациональными следует считать площадные системы размещения скважин с самого начала разработки с плотностью, зависящей от вертикальной анизотропии пласта, и закачку воды в подошвенную, водонасыщенную часть пласта, способствующую подъему (перемещению) поверхности ВНК в направлении, перпендикулярном к напластованию при соответствующем регулировании процесса [5].

В заключение отметим, что настоящая статья преследует цель привлечь внимание промысловых геологов-нефтяников и разработчиков к необходимости учета тензорной природы проницаемости при попытках совершенствовать метод заводнения анизотропных по проницаемости пластов.

В качестве главного природного прототипа для новых технологических решений, обеспечивающих высокий охват залежей процессом заведения и увеличение нефтеотдачи, следует иметь в виду богатый опыт разработки нефтяных залежей с напором подошвенной воды и обширных водонефтяных зон месторождений платформенного типа, приуроченных к слабонаклонным анизотропным по проницаемости пластам. К тому же следует учесть опыт разработки некоторых пластовых залежей с краевой водой в поздней стадии, когда они в результате опережающего стягивания внутреннего контура нефтеносности преобразовались в залежи с подошвенной водой.

Здесь же полезен опыт изучения вертикальных перетоков жидкости между пластами на предмет возможности управления этими перетоками для достижения высокой степени охвата залежей процессом заводнения.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Казаков А. А., Казаков В. А. Пути повышения эффективности разработки водонефтяных зон / "Обзор информации ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело.– 1982.– Вып. 9 (33).
  2. Опыт изучения анизотропии коллекторов Усинского месторождения / В. А. Гроссгейм, О. В. Бескровная, А. Б. Борисов и др. // Геология нефти и газа.– 1985.– № 3.–. С. 40–43.
  3. Ромм Е. С. Структурные модели порового пространства горных пород.Л.: Недра.– 1985.
  4. Соколовский Э. В., Соловьев Г. Б., Тренчиков Ю. И. Индикаторные методы изучения нефтегазоносных пластов.М.: Недра.– 1986.
  5. Стуканогов Ю. А., Коган Е. С. Оптимизация режима эксплуатации водонефтяных залежей // Газовая промышленность.– 1987.– № 5.– С. 58–61.

ABSTRACT

Structure of the pore space of reservoirs and water displacement mechanism are considered in terms of a tensor theory of permeability and with regard to the influence of capillary processes and gravitational forces. We propose to take into 'account the tensor nature of rock permeability in an attempt to improve the method of water flooding of the pools confined to the beds which are slightly inclined and are anisotropic as to permeability. We show the relationship between the value of oil recovery factor and the direction of water displacement within the anisotropic beds. It is acnowledged that the most efficient displacement is such that tends to be perpendicular to reservoir rock bedding.