Размещено на http://allbest.ru

ІФНТУНГ

Інститут геології і геохімії горючих корисних копалин НАН України

Термогідродинамічні умови виникнення міжпластових перетоків при розробці багатопластових родовищ

В.Н.Гунька Б.І.Ярош

Івано-Франківськ, Львів

Застосування методу заводнення на багатьох нафтогазових родовищах України сприятливо вплинуло на ефективність їх розробки та підвищення нафтовилучення. Однак нагнітання значних об'ємів води при внутрішньо-контурному заводненні призводить до пониження температури в зоні нагнітання на 40-70 °С в порівнянні з початковою її величиною. Оскільки нафтогазові поклади в переважній більшості представлені декількома продуктивними горизонтами з різними колекторськими властивостями, то під постійним впливом закачаної холодної води знаходиться не вся продуктивна товща, а тільки найбільш проникні пропластки. В низькопроникних пластах утворюються зони застійної нафти з неньютонівськими властивостями в радіусі 250-350 м, які виключаються із розробки при певній температурі пласта. Такою температурою прийнято вважати температуру 35-40 °С, нижче якої проходить інтенсивне збільшення в'язкості нафти. родовище прикарпаття тепловий нафтовилучення

Крім того, нижче цієї температури парафін переходить у кристалічний стан, тобто випадає з розчину і, у випадку його високого вмісту у нафті, закупорює дрібні пористі канали. Існують різні способи збільшення нафтовилучення із низькопроникних неоднорідних колекторів, в т.ч. за рахунок використання теплових методів як безпосередньо закачкою теплоносіїв в продуктивні пласти, так і за рахунок використання термопружної енергії, яка виникає в покладі при відновленні пластової температури за рахунок більшого теплового розширення флюїду, ніж самого скелета породи.

Термобаричні дослідження, які проведені на нафтових родовищах Прикарпаття, показали, що при суттєвому відновленні пластової температури після припинення закачки води можна добитися значного термопружного ефекту 1. Найбільший темп відновлення температури спостерігається у пластах. охолоджених в результаті конвекції, при чому в початковий період він може досягати 8-10 °С в рік. Завдяки цьому пластовий тиск в покладі збільшується на 2,5-3,5 МПа, що дає можливість стабілізувати його величину при збереженні відборів по видобувних свердловинах.

Інтенсивний ріст пластового тиску по нагнітальних свердловинах проходить через 8-12 місяців після припинення закачки. До цього можливе навіть його пониження 2. Викликано це тим, що за вказаний період темп відновлення пластової температури не забезпечує необхідного темпу росту пластового тиску, коли підтримуються незмінними відбори рідини.

Крім того, аналіз розробки також показав, що відновлення температури призводить до підвищення тиску не тільки в окремих свердловинах, але й в цілому по покладу. Якщо врахувати, що поточна температура більшості поглинаючих пластів складає 4-35 °С, то зміна тиску за рахунок її відновлення до початкової величини (75-80 °С) забезпечує створення значного термопружного запасу в покладі.

Високі темпи відновлення пластової температури через певний проміжок часу після припинення закачки води призводять до росту пластового тиску, максимальна величина якого може перевищувати на 37 % і більше умовний гідростатичний тиск. На окремих ділянках покладу створюються зони з аномально високими пластовими тисками.

Створення високих та аномально високих пластових тисків призводить до прориву флюїдами непроникних глинистих порід-покришок по найбільш проникних каналах і встановлення гідродинамічного зв'язку між окремими об'єктами розробки.

Експериментальним вивченням фільтраційних властивостей глинистих порід-покришок встановлено, що для прориву нафти через найбільші їх проникні канали в діапазоні глибин від 500-1000 м до 4000-4500 м потрібний надлишковий тиск відповідно від 5 до 11 МПа 3.

Для кількісного визначення величини прогріву охолоджених заводненням надр до досягнення термопружною енергією названих надлишкових тисків прориву використано результати 3 по експериментальному дослідженню термального коефіцієнта тиску пластових нафт родовищ України. Цей коефіцієнт визначає відносну зміну тиску однорідної системи у сталому об'ємі (в закритому резервуарі) при зміні температури на один градус. Величина термального коефіцієнту тиску в процентах визначається з графіка його залежності від глибини. Знаючи пластовий тиск на даній глибині, знаходиться відносна його зміна при нагріванні надр на один градус (термопружний ефект). Так визначається величина прогріву охолоджених заводненням надр до досягнення термопружною енергією нафти надлишкового тиску прориву порід покришок на даній глибині.

Відповідно з цими даними, як показують розрахунки, тиск прориву глинистих порід покришок на малій глибині (1000 м) при первинному гідростатичному тиску в ізольованих природних резервуарах, буде досягнутий при підвищення температури нафтоносного пласта всього на 6 °С (табл. 1).

Таблиця 1 - Величина прогріву нафтоносних пластів до досягнення термопружною енергією пластових нафт надлишкових тисків прориву глинистих порід-покришок в ізольованих резервуарах (з використанням даних 3)

Із збільшенням глибини величина підвищення температури нафти для досягнення нею тиску прориву поступово зростатиме і на глибині 4500 м сягатиме вже порядку 41 °С в зв'язку з тим, що термальний коефіцієнт пластової нафти зменшується за рахунок зростання її газонасиченості.

В обводнених нафтоносних пластах справа виглядає дещо інакше, бо величина термопружного ефекту води відрізняється від термопружного ефекту нафти. Швидкість збільшення тиску флюїдів внаслідок сумарної дії акватермального і літостатичного ефектів в процесі захоронення осадків при геотермічному градієнті 25 °С/км в межах повністю замкнутої системи. як свідчать лабораторні дослідження, становить біля 0,0416 МПа/м 4.

Таблиця 2 - Величина прогріву частково обводнених нафтоносних пластів до досягнення термопружною енергією пластових флюїдів надлишкових тисків прориву глинистих порід-покришок в ізольованих резервуарах ( з використанням даних 3, 4)

Віднімаючи від цієї величини швидкість зростання тиску флюїдів, що обумовлюється збільшенням тиску вищележачих порід (0,0231 МПа/м), отримуємо чистий акватермальний ефект 0,0185 МПа/м або 0,74 МПа/°С при геотермічній ступені 40 м/°С. З глибиною цей ефект змінюється мало внаслідок низької розчинності природного газу в пластових водах 5, а тому його величину для розрахунків залишаємо сталою. Тоді величина прогріву частково обводнених нафтоносних пластів до досягнення термопружною енергією пластових флюїдів (нафти і води) надлишкових тисків прориву глинистих порід-покришок в ізольованих резервуарах буде змінюватись від 6 °С на глибині 1 км до 21 °С на глибині 4,5 км (табл. 2).

Із зменшенням ступеня ізольованості природних резервуарів дія термопружного ефекту флюїдів буде зменшуватись. В зонах розвитку надгідростатичного пластового тиску термопружний ефект буде збільшуватись.

Отже, оскільки в процесі заводнення покладів температура пластів може понижуватись на 45-65 °С в привибійній зоні нагнітальних свердловин і на 10-30 °С в привибійній зоні видобувних свердловин, то стає очевидним. що термопружного ефекту флюїдів при відновленні температури ізольованих пластів зовсім достатньо для широкого розповсюдження проривів флюїдами порід-покришок і міжпластових їх перетоків у великому діапазоні глибин.

Крім того, багаторічна тривала закачка холодної води в значних об'ємах призводить не тільки до охолодження поглинаючих пластів, але й сусідніх глинистих порід. Величина зони охолодження може збільшуватись в 2,5 рази і більше порівняно із зоною поглинаючих пластів 6.

Значне зниження температури порід порівняно з початковою її величиною викликає стиснення скелету породи і виникнення в ній зон горизонтальних температурних напружень 7. Значне зменшення величини температурних напружень в охолодженій зоні призводить до гідророзриву пластів при тисках значно менших, ніж при відсутності термопружного ефекту. Цими ж дослідниками встановлено, що зменшення пластової температури на 3-6 °С забезпечує зменшення тиску тріщиноутворення на 0,7-1,4 МПа 8 у порівнянні з тиском тріщиноутворення в неохолодженій зоні пласта.

Таким чином, все вищенаведене вказує на можливість виникнення міжпластових перетоків у процесі розробки нафтових покладів за рахунок порушення цілісності глинистих порід-покришок, викликаного ростом пластового тиску при відновленні пластової температури в обводнених високопроникних пластах-колекторах до початкової величини. Враховуючи ще й те, що породи-покришки над нафтовими покладами в значній мірі піддались тектонічним порушенням, то стає очевидним, що навіть при нижчих пластових тисках можуть існувати перетоки між об'єктами розробки. В результаті створюються додаткові зони фільтрації не тільки в пластах-колекторах, але й в глинистих породах-покришках, по яких відбуваються перетоки флюїдів між експлуатаційними об'єктами і створюються зони вторинного нафтонасичення. Це в кінцевому результаті призводить до передчасного обводнення видобувних свердловин, різкого зниження видобутку нафти та зниження кінцевого нафтовилучення із покладу.

Покращення нафтовилучення в даних умовах можливе за рахунок більш раціонального використання термопружної енергії і встановлення оптимальної величини пластового тиску, котрий виключає можливість виникнення перетоків флюїдів між різними об'єктами розробки. При цьому відбір рідини із видобувних свердловин після припинення закачки води в нагнітальні свердловини повинен здійснюватись при величині пластового тиску, який при поточній пластовій температурі не перевищує величини порогового (граничного) тиску переборення капілярних сил в породах-покришках. При цьому величина порогового тиску контролюється темпом відновлення пластової температури у високопроникних обводнених пластах-колекторах.

Під пороговим тиском мається на увазі така величина поточного пластового тиску, при якому вуглеводневі флюїди і вода почнуть фільтруватися через водонасичені породи-покришки 9, тобто відбувається прорив покришки флюїдами. В цьому випадку об'єми перетоків будуть пропорційними проникністю покришки над покладами нафти і газу.

Виходячи із всього вищенаведеного можна зробити впевнений висновок про те, що розробка нафтових покладів з використанням енергії закачаної в них води повинна проводитись при величині пластового тиску, який при поточній пластовій температурі не повинен перевищувати величини порогового тиску переборення капілярних сил в породах-покришках. Величина порового тиску контролюється темпом відновлення пластової температури у високопроникних пластах-колекторах.

Проведення вказаних операцій створює сприятливі умови для підвищення нафтовилучення пластів-колекторів об'єкта розробки і виключає можливість виникнення міжпластових перетоків нафти у вищележачі пласти при порушенні цілісності глинистих порід-покришок. Одночасно з цим створений в покладі термопружний ефект більш раціонально використовується для вилучення запасів нафти із розроблюваних пластів на протязі тривалого періоду часу.

На основі науково-теоретичних, лабораторних та експериментальних досліджень розроблено технологію розробки багатопластового нафтового покладу, згідно якої величина пластового тиску в покладі при поточній пластовій температурі не повинна перевищувати величини порогового тиску переборення капілярних сил в породах-покришках. Для виконання даної умови встановлюються залежності зміни поточного пластового тиску від температури за відомими методиками 10 і встановлюються зони найбільш можливого прориву пластів покришок при підвищенні пластового тиску вище допустимого рівня.

У випадку, коли темпи відновлення пластової температури можуть призвести до різкого збільшення пластового тиску вище допустимої величини, припиняють закачку води у нагнітальні свердловини, а видобувні свердловини переводять на форсований відбір. При необхідності збільшення величини пластового тиску на окремих ділянках покладу нарощують темпи закачки води з одночасним припиненням експлуатації високообводнених видобувних свердловин. Процес регулювання величини пластового тиску проводиться постійно в залежності від темпу відновлення пластової температури в охолоджених пластах, але в усіх випадках величина поточного пластового тиску не повинна перевищувати величини порогового тиску переборення капілярних сил в породах-колекторах.

Відбір нафти з решти видобувних свердловин і закачка агентів витіснення в нагнітальні свердловини на ділянках покладу з пластовим тиском, нижчим від порогового тиску, проводиться постійно або циклічно в залежності від термобаричних умов. Не виключається обмеження закачки води в поклади в об'ємах, які викликають підвищення пластового тиску за рахунок проявлення в ньому термопружного ефекту, викликаного відновленням пластової температури в зупинених нагнітальних і високообводнених видобувних свердловинах.

Період зупинки нагнітальних і високообводнених видобувних свердловин на обводненій ділянці покладу в усіх випадках повинен бути таким, щоб величина пластового тиску при поточній температурі не перевищувала величини порогового тиску переборення капілярних сил в породах-покришках. При збільшенні пластового тиску вище допустимої величини повинні прийматись міри з метою його пониження як за рахунок припинення закачки води на сусідніх ділянках, так і за рахунок переведення видобувних свердловин на форсований відбір рідини.

Для підвищення нафтовилучення із продуктивних пластів за рахунок більш раціонального використання термогідродинамічних процесів, які виникають в покладі після припинення нагнітання агентів витіснення пониженої температури і припинення експлуатації високообводнених видобувних свердловин (до 90 %) при стабільному пластовому тиску переборення капілярних сил в породах-покришках проводять наступні роботи:

- визначають зони покладу, які виникають при промиванні високопроникних колекторів, з одночасним утворенням в низькопроникних колекторах зон малорухомої нафти з неньютонівськими властивостями. На основі цих даних вибирають для можливої зупинки першочергові нагнітальні та високообводнені видобувні свердловини;

- припиняють закачку агентів витіснення в нагнітальні свердловини і відбір рідини із високо обводнених видобувних свердловин на період інтенсивного відновлення в них температури і росту пластового тиску;

- за встановленою для покладу залежністю відновлення температури в часі розраховують період можливого інтенсивного відновлення пластової температури і росту пластового тиску до максимальної величини в промитому пласті-колекторі, а також розраховують величину порогового тиску переборення капілярних сил в породах-покришках;

- визначають допустиму величину пластового тиску в промитих пластах-колекторах, яка не повинна перевищувати величини порогового тиску переборення капілярних сил в породах-покришках при поточній температурі;

- проводять розробку покладу в створеному режимі до відновлення пластової температури до початкової величини в породах-покришках і до досягнення в них початкової величини початкового тиску капілярних сил;

- при підвищенні в покладі пластового тиску вище допустимої величини приймаються заходи до його пониження відомими методами (форсований відбір рідини із видобувних свердловин, відновлення експлуатації високообводнених свердловин, припинення закачки води на сусідніх ділянках покладу тощо).

Реалізація розроблених технологічних процесів в промислових умовах дозволяє підвищити нафтовилучення із продуктивних пластів на основі більш раціонального використання створеного в пластах-колекторах термопружного запасу і виключення можливості виникнення міжпластових перетоків між об'єктами розробки. Одночасно з цим більш надійно встановлюються гранично допустимі величини поточного пластового тиску у високопроникних промитих пластах і порогового тиску переборення капілярних сил в породах-покришках при розробці покладів із використанням термопружних процесів, що дозволяє зберегти пластову енергію протягом тривалого періоду часу розробки покладу.

Впровадження запропонованих технологічних процесів можливе на багатопластових родовищах, які розробляються із підтриманням пластового тиску нагнітанням агентів витіснення, температура яких значно нижча від початкової пластової температури.

Вищенаведені результати досліджень дають можливість зробити висновок, що міжпластові перетоки рідини ускладнюють контроль за виробленням не тільки окремих пластів і ділянок покладів, але й всього нафтогазового родовища. Тому вивчення їх впливу на розробку багатопластових родовищ з неоднорідними колекторами надзвичайно актуальне як з наукової, так й промислової точок зору. При складанні проектів і проведенні аналізів розробки нафтових покладів слід враховувати можливість перетоків флюїдів із одного покладу в інший. Основна увага при цьому повинна звертатись на вивченні розповсюдження колекторів, товщин глинистих перемичок між окремими пластами, на тектонічні порушення і зміщення пластів один відносного другого, на термобаричні умови покладів, а також об'єми закачки агентів витіснення по площі та розрізу покладу.

Нехтування цими факторами може призвести до неправильного представлення про вироблення окремих пластів і ділянок покладів та до невиправданих затрат на проведення заходів, спрямованих на збільшення нафтовилучення із продуктивних пластів при їх заводненні.

Література

1. Гунька Н.Н., Ковальчук Н.Р., Бучковская М.И. Влияние восстановления пластовой температуры охлажденных заводнением пластов на повышение извлечения запасов многопластовых залежей нефти //Геотехнология топливно-энергетических ресурсов: Сборник научных трудов - Киев: Наукова думка, 1986. - с. 199-207

2. Гунька Н.Н., Музычко И.И. Влияние изменения температуры на выработку запасов нефти //Нефт. и газ. пром-ть. - 1985. - № 4. - с. 33-35

3. Пилип Я.А., Филяс Ю.И., Кравцова Л.В. Термодинамический коэффициент давления и его роль в возникновении АВПД и формирование нефтяных месторождений // Геология и геохимия горючих ископаемых. - Киев: Наукова думка, 1979. - № 52. - с. 20-25

4. Магара К. Уплотнение пород и миграция флюидов. Прикладная геология нефти. - М.: Недра, 1982. - 296 с.

5. Берчик Эмиль Дж. Свойства пластовых жидкостей. М.: Гостоптехиздат, 1960. - 184 с.

6. Гунька Н.Н. Условия выработки запасов нефти / Нефтяная и газовая промышленность, 1986. - № 3, с. 16-19

7. Perkins T.K. and others. The effect of thermoelantic stresses of injection wells Fracturing //Soc.Petrol.End.J. - 1985, 25. - № 1. - p. 78-88

8. Патент США 4589491, МКВ Е21В43/26.

9. Thomas L.K. and others Thereshold pressure phenomena in porous media // Soc.Petrol.Eng.J., 1969, 8. - № 2. - p. 174-182

10. Вахитов Г.Г., Гатенберг Ю.П., Лутков В.А. Геотермические методы контроля за разработкой нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1984. - 204 с

Аннотация