Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 [ 17 ] 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70

тые (заполненные флюидом - нефтью, водой, газом) трещины. Ширина закрытых трещин достигает 1-2 мм и более, иногда до сантиметров. Раскрытие открытых трещин по данным прямых измерений в основном составляет в аргиллитах 1-10, в карбонатных породах 10-20 н песчаниках 20-30 мкм. Раскрытие трещин в пластовых условиях зависит, кроме типа породы, также от глубины залегания пласта и давления флюидов. На глу- -бинах свыше 2000 м значения раскрытия трещин во всех разностях пород сближаются и обычно изменяются от 10 до 15 мкм. Порода, содержащая трещины в отличие от каверн и пор, характеризуется повышенной сжимаемостью вследствие существенной зависимости раскрытия трещин от давления.

По возрастающей густоте трещин многие исследователи располагают горные породы в следующий ряд: песчаники, известняки, мергели, аргиллиты, т. е. густота трещин увеличивается с уменьшением размеров зерен обломочного материала. Трещиноватые коллекторы приурочены преимущественно к карбонат-но-глинистым и карбонатным породам. По данным прямых измерений между густотой трещин и толщиной слоя (пласта) наблюдается обратно пропорциональная зависимость. С увеличением толщины слоя до 0,1 м происходит резкое уменьшение густоты трещин до 20-70 м- в зависимости от состава пород; в интервале 0,1-0,4 м уменьшение густоты замедляется, а при толщине слоя от 0,4-0,5 м и выше густота трещин практически не изменяется и составляет 10-15 м~. Густота трещин обычно не превышает 40 м~ (исключая тонкослоистые разности), чаще всего, особенно для песчаников и известняков, она составляет 5-15 м-. В продуктивном разрезе могут встречаться слои (пласты) с высокой степенью трещиноватости. Трещиноватость и ка-вернозность увеличиваются от периферии структуры к своду и от подошвы до кровли пласта. Сеть трещин представлена обычно вертикальными или близкими к ним наклонными трещинами, объединенными в одну или несколько систем. Макротрещины избирательно развиваются по более густой сетке микротрещин и составляют с ними единую систему, подчиняющуюся общим закономерностям развития. При этом густота микротрещин в 2-10 раз меньше густоты микротрещин. Если густота микротрещин колеблется от 10 до 100 м-, что равнозначно расстоянию между микротрещинами (величина, обратная густоте) от 0,01 до 0,1 м, то густота макротрещин изменяется в основном от 1 до 10 м~ при расстоянии между макротрещинами от 0,02-0,1 до 0,2-1 м.

В каждой системе трещины имеют два основных направления, пересекающиеся под углом, близким к 90°. Часто преобладает одна система с четко выраженной направленностью (анизотропия трещиноватости), в основном совпадающей с направлением одной из осей структуры, преимущественно с длинной

осью. Ориентировку трещин характеризуют диаграммами-розами их простирания.

Особенности строения трещиноватых коллекторов для целей исследования фильтрации, проектирования и анализа разработки могут быть учтены двумя моделями чисто трещиноватых и трещиновато-пористых коллекторов. Трещиноватые коллекторы представляют собой горную породу, рассеченную трещинами на отдельные блоки (матрицы) типа «кирпичной кладки». Характерный линейный размер блоков равен обратной величине густоты трещин. Каждый блок гидродинамически как бы обособлен внутри сети трещин. В чисто трещиноватом коллекторе блоки считаются непроницаемыми и не содержащими нефти (пористость и проницаемость их равны нулю), а в трещиновато-пористом коллекторе блоки представлены обычной пористой средой, обладающей определенными пористостью и проницаемостью. Известно представление трещиновато-пористого пласта моделями Бейкера (один матричный блок и одна трещина, горизонтально расположенные), Каземи (множество горизонтальных равномерно размещенных блоков и трещин), Уоррена-Рута (многоблоковая система типа «кирпичной кладки»), де Сваана (в отличие от модели Уоррена - Рута блоки имеют форму не параллелепипедов, а сфер) и др. Г. И. Баренблатт, Ю. П. Желтов и И. Н. Кочина, положившие в 1960 г. начало изучению фильтрации в трещиновато-пористых средах, предложили трещиновато-пористую среду рассматривать как систему двух вложенных друг в друга разномасштабных «пористых» сред, систему с двойной пористостью или «двойную» среду. В каждой точке пространства вводятся по два значения пористости, проницаемости, давления и скорости фильтрации соответственно в трещинах и порах блоков. Пористости и проницаемости трещин и блоков могут быть сопоставимы (одного порядка).

С этих позиций чисто трещиноватые коллекторы уподобляются пористой среде, в которой зерна представлены непроницаемыми блоками, а сообщающиеся между собой поры - системой сообщающихся, в общем случае хаотически расположенных трещин. Применительно к таким коллекторам могут быть использованы рассмотренные ранее методики расчета технологических показателей разработки. А. Т. Горбунов предложил аналитическую методику расчета при заводнении. Отличие ее от рассмотренной ранее методики ВНИИ-1 состоит в том, что вместо разности давлений вводится функция давления, учитывающая зависимость проницаемости от давления, а также во внутренних фильтрационных сопротивлениях скважин учитываются инерционные сопротивления, отражающие возрастание их с увеличением дебитов скважин.

Для массивных залежей приближенные методики расчета показателей разработки предложили В. Н. Майдебор, Н. П. Лебе-

динец. Продолжительность безводного периода и интенсивность обводнения скважин разрабатываемых месторождений с трещиновато-кавернозными коллекторами в зависимости от развития трещиноватости по данным В. Н. Майдебора очень разные: от быстрого обводнения (за 2-6 мес скважины полностью обводняются) до длительного периода эксплуатации (более 5 лет) при относительно небольшом (3-10 %) постоянном или медленно возрастающем содержании воды в жидкости и быстром последующем обводнении (за 2-5 мес). После обводнения скважин свыше 50 % количество отбираемой нефти составляет лишь 5-10 % суммарного отбора ее за водный период эксплуатации. Коэффициенты нефтеотдачи при вытеснении нефти водой составляют 0,5-0,65.

В трещиновато-пористых коллекторах особенности вытеснения нефти водой или газом обусловлены соотношением проницаемостей трещин и блоков. Трещинная (вторичная) пористость сравнительно небольшая и в среднем составляет 0,2-0,8 %. Проницаемость трещин может изменяться от нескольких тысячных до 1 мкм и более. Пористость блоков изменяется от 1 до 20-30 %, а проницаемость от нуля до нескольких микрометров квадратных. Отметим, что следует отличать трещинную проницаемость, когда она рассчитывается на все сечение среды, включая трещины, от проницаемости трещин. В зависимости от густоты трещин, точнее трещинной пористости, проницаемость трещин в сотни раз больше трещинной проницаемости.

Поскольку трещиновато-пористые коллекторы представляют собой двойную среду, то первоочередное, опережающее вытеснение нефти будет из более высокопроницаемой среды. На рис. 2.8 дана схема вытеснения нефти водой из трещиновато-пористого пласта, когда проницаемости трещин меньше, равны и существенно больше (соответственно рис. 2.8 а, б и в) проницаемости пористых блоков. Закачиваемая в пласт вода за счет созданного градиента давления внедряется в трещины и пористые блоки пропорционально проницаемости трещин и норовой проницаемости. В коллекторах с высокой поровой проницаемостью доля воды, поступающей в трещины, относительно невелика. В коллекторах с низкой или средней поровой проницаемостью (по В. Д. Викторину и Н. А. Лыкову соответственно менее 0,01 мкм и в пределах 0,01-0,1 мкм), где трещинная проницаемость выше поровой, наибольший объем воды поступает в систему трещин, вытесняя из них нефть. Из трещин вода внедряется в пористые блоки сначала под действием гидродинамического перепада давления между системой трещин и пористых блоков. Затем, если порода пористых блоков хорошо смачивается водой (гидрофильна), за счет противоточной капиллярной пропитки поступает в пористые блоки, замещая в них нефть и вытесняя ее в трещины. Очевидно, вода впиты-

Рис. 2.8. Схема вытеснения нефти (/) водой (2) из трещиновато-пористого пласта

вается через мелкие поры, а нефть выходит через крупные поры. Коэффициент вытеснения нефти из трещин достигает 0,8-0,85, а из матриц сравнительно невелик, составляет 0,2-0,3. Скорость капиллярной пропитки сама по себе невысокая и может существенно снижаться из-за ухудшения проницаемости на поверхности блоков (заиливание пор коллоидными взвесями, содержащимися в воде). При наличии двух систем макро- и микротрещин пласт разбит макротрещинами на макроблоки, которые в свою очередь микротрещинами разбиты на микроблоки. Есть основания полагать, что заполненные нефтью микротрещины служат экранами, препятствующими протеканию процесса капиллярной пропитки во всем объеме матричной породы. Жидкость, фильтруясь по макротрещинам, вступает в контакт с микроблоками, расположенными на поверхности макроблоков. Эти микроблоки охватываются процессом капиллярной пропитки. Во внутренних микроблоках пропитка не происходит. Пропитка заканчивается после достижения определенной водонасыщенности блоков (конечной нефтеотдачи). За это время вода в трещинах уйдет на расстояние Ахжп, которое определяет размер зоны капиллярной пропитки (стабилизированной зоны). Оценка размера ее дана в работах 10. П. Желтова и др. Блоки пласта неодновременно охватываются процессом пропитки, поэтому зона возникает и перемещается вдоль пласта. Размеры ее кроме капиллярных процессов определяются расходом закачиваемой воды. При больших скоростях закачки размеры зоны

капиллярной пропитки могут значительно превышать размеры залежи, так что вскоре после начала заводнения вода подойдет к добываюшим скважинам, что приведет к отбору вместе с нефтью больших объемов воды. На таком представлении построена методика расчета процесса разработки, предусматри-ваюшая разбивку его на этапы, продолжительность которых равна времени полной капиллярной пропитки. Для упрошения расчетов принимается, что процесс пропитки бесконечен. При определении показателей разработки численным методом решается система дифференциальных уравлений (методики ВНИИ-нефть, УкргипроНИИнефть). В обшем случае она включает уравнения неразрывности, движения, баланса фаз и межфазового обмена между блоками и трешинами.

Процесс разработки трещиновато-пористых залежей протекает более сложно. Трещиноватость не препятствует заводнению при расположении нагнетательных скважин на участках с низкой проницаемостью. Лучше избирательное и площадное заводнение с соотношением нагнетательных и добывающих скважин 2:1 и 3 : 1 с давлением нагнетания в пределах 0,45- 0,75 вертикального горного давления. Характерны большие объемы закачиваемой и добываемой воды. Высокодебитные скважины быстро обводняются. Снижение пластового давления сопровождается смыканием микротрещин и отключением менее проницаемых слоев. Сосредоточенная и площадная закачка газа мало эффективны из-за быстрых прорывов газа по трещинам. Эти явления тем больше выражены, чем меньше поровая проницаемость по сравнению с проницаемостью трещин. По данным В. Н. Майдёбора при разработке таких залежей наблюдаются различные закономерности обводнения скважин, что обусловлено резкой неоднородностью коллекторов по проницаемости. Например, на месторождениях Белоруссии по характеру обводнения скважины подразделяются на три группы: обводнение скважин до 80 % происходит либо быстро за 6-10 мес, либо за 12-18 мес, либо медленно за 20 мес и более. После 80 % обводнения добыча нефти становится незначительной. Коэффициенты нефтеотдачи изменяются от 0,1 до 0,6, а в некоторых случаях и более, в среднем могут составлять 0,2-0,4, причем они меньше, чем для залежей с чисто трещиноватыми коллекторами. Селективная изоляция обводнившихся интервалов обеспечивает снова промышленные притоки нефти в скважину. Форсирование отборов способствует увеличению добычи нефти.

Трещиноватые коллекторы характеризуются анизотропией проницаемости, когда проницаемость в одном направлении во много раз (на некоторых месторождениях в 13 раз) больше проницаемости в перпендикулярном направлении. Совпадение направления трещиноватости, в том числе макротрещин, с фронтом движения воды приводит к преждевременному обводнению

скважин и существенному снижению эффективности закачки воды. Поэтому скважины стараются по возможности размещать с учетом направления трещиноватости, которая однако выявляется главным образом уже в процессе разработки.

Первоначальная скорость прорыва воды от нагнетательных скважин к добывающим изменяется в широких пределах - от 0,5 до 20 м/сут, а после прорыва скорость движения индикатора (флюоресцеина и др.) с водой достигает 1000 м/сут. Сравнительно низкие первоначальные скорости движения воды связаны с расходованием ее на капиллярное насыщение (пропитку) матриц, а также с разностью вязкостей нефти и воды. Высокие скорости движения индикатора объясняются прорывом воды по отдельным высокопроницаемым трещинам или трещиноватым про-пласткам, когда капиллярная пропитка блоков, прилегающих к этим каналам, практически закончилась. Увеличение скорости может быть дополнительно обусловлено увеличением размеров каналов за счет растворения при интенсивном движении воды. Индикатор фиксируется в каждой из окружающих скважин неоднократно (периодически), что объясняется разнотрещинова-тостью пород. Испытываются способы уменьшения проницаемости макротрещин в пласте закачкой жидких осадко-, геле- или эмульсиеобразующих составов и других веществ. Больший интерес представляют дисперсные системы, включающие частицы размером более 0,01 мм. Дисперсная фаза таких систем (закачиваемых суспензий) может поступать только в те каналы, размер которых больше размера ее частиц (гранул). Учитывая статистическое распределение трещин по раскрытию, можно обеспечить уменьшение проницаемости (управляемое, избирательное тампонирование) только высокопроницаемых макротрещин. Жидкие тампонирующие агенты всегда поступают во все каналы пропорционально их проницаемости. Более эффективно создание потокоотклоняющих барьеров в глубине пласта, чем в призабойных зонах скважин, тем самым пласт из трещиновато-пористого «превращается» в пористый. Такие работы выполняются в Ивано-Франковском институте нефти и газа. Получены положительные промысловые результаты.

В целом месторождения с трещиноватыми коллекторами разрабатываются методом заводнения с меньшей эффективностью, чем месторождения с пористыми коллекторами. Достигаемая нефтеотдача их на 5-20 % ниже. Особенности разработки таких месторождений обусловлены более сложной структурой пустотного пространства и строением залежи, отличием процессов фильтрации и вытеснения нефти.