ВЛИЯНИЕ СОВМЕСТНОЙ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ НА ПРОЦЕСС ОБВОДНЕНИЯ И КОНЕЧНУЮ НЕФТЕОТДАЧУ
М.Л. СУРГУЧЕВ
В процессе проектирования разработки нефтяных залежей возникает вопрос о совместной разработке нескольких смежных нефтеносных пластов одной системой скважин, что может быть средством снижения капитальных затрат на разработку. Но совместная разработка многих пластов одной сеткой скважин будет оправдана только в тех случаях, когда показатели разработки совмещенного объекта - темп добычи нефти, обводнение добываемой продукции и конечная нефтеотдача - не будут резко отличаться от показателей раздельной разработки пластов. На эти показатели в условиях водонапорного режима разработки в основном влияют неоднородность пластов и вязкость нефти.
Неоднородность пласта в обобщенном виде отображается гистограммой, или плотностью распределения проницаемости.
При высоком выносе керна из пласта гистограмма отображает объемное распределение проницаемости, так как в этом случае она пропорциональна объему, занимаемому в пласте породой с данной проницаемостью. Поэтому можно считать, что частота повторения каждой проницаемости на гистограммах равна относительному объему пласта с данной проницаемостью.
Далее будут рассмотрены 3 пласта, у которых проницаемость изменяется в одних пределах (от 0 до 29), но у I пласта максимум гистограммы смещен влево - левое асимметричное распределение (средняя проницаемость 0,55 д); у II пласта - симметричное (0,8 д) и у III пласта - правое асимметричное (1,3 д).
На рис. 1 отражены гистограммы совмещенных в различном сочетании и различных по объему пластов.
Средние значения проницаемости пластов и объектов определялись как средневзвешенные по объему:
(1)
где ki - проницаемость i объема (слоя) пласта; V - общий объем пласта; Сi - частота повторения или относительный объем проницаемости в пласте; N - число интервалов проницаемости.
Неоднородность продуктивных пластов в процессе их разработки проявляется в том, что проницаемость для нефти и воды оказывается неодинаковой и непостоянной во времени. Обводнение пластов начинается с наиболее высокой проницаемости. Поэтому в начальный период проницаемость для воды равна максимальной Кв=Кмах, а для нефти средневзвешенной Кн=Кср.
На конечной стадии разработки нефть остается в менее проницаемых слоях (зонах), вода же фильтруется по основной мощности пласта, т.е. Кв=Кср, а Кн=Кmin. В течение всего процесса разработки отношение проницаемости для воды и для нефти изменяется в пределах
Следовательно, показателем неоднородности пластов может служить λ=Кв/Кн=f(βо) - отношение проницаемостей для воды и для нефти в зависимости от охвата пласта заводнением. Каждый пласт, обладая конкретным неизменным распределением проницаемости, в процессе обводнения имеет непостоянный показатель неоднородности, отражающий изменение фильтрационных сопротивлений для нефти и воды.
На рис. 2 дано изменение показателя неоднородности рассматриваемых пластов в процессе их обводнения при раздельной и совместной разработке пластов.
Проницаемость для воды и для нефти определялась как средневзвешенная по объему в зависимости от охвата заводнением. Тогда
где βi = Vi/V - доля обводненного объема ki проницаемости от общего объема пласта; βj - то же нефтенасыщенного объема kj проницаемости; βо - коэффициент охвата пласта заводнением; n - число обводненных интервалов проницаемости.
Наиболее высокий показатель неоднородности имеет I пласт с левым асимметричным распределением проницаемости. Пласт III с правым асимметричным распределением проницаемости обладает наименьшим показателем неоднородности на протяжении всего процесса разработки.
При совмещении продуктивных пластов во всех случаях происходит увеличение показателя неоднородности. Наиболее неблагоприятно на показателе неоднородности отражается совмещение I и III пластов и I, II и III пластов с различным асимметричным распределением проницаемости. Показатель неоднородности этих совмещенных объектов (при различном сочетании объемов) становится выше не только средних значений, но и самых высоких величин этого показателя отдельных пластов. Совмещение I и II пластов при разном соотношении объемов незначительно увеличивает показатель неоднородности объекта.
Показатель неоднородности совмещенного объекта II и III пластов мало отличается от этого показателя для II пласта при раздельной разработке. Увеличение объема пласта с правым асимметричным распределением проницаемости относительно распределения присоединяемого пласта способствует снижению показателя неоднородности при совместной разработке (см. рис. 3 и 4) и, наоборот, уменьшение объема пласта с правым или увеличением объема пласта с левым распределением проницаемости обусловливает повышение показателя неоднородности объекта на протяжении всего процесса разработки.
Теперь рассмотрим влияние совместной, разработки неоднородных пластов на процесс обводнения добываемой продукции, конечную нефтеотдачу и водонефтяной фактор. Принимается одножидкостная система (т.е. µв = µн).
Доля воды в добываемой продукции определялась для условий галерейного отбора из соотношения
Результаты расчетов содержания воды в добываемой продукции в зависимости от охвата заводнением пластов при совместной и раздельной разработке отражены на рис. 3. Появление воды в продукции с самого начала разработки возможно при расположении галереи (скважин) на внутреннем контуре нефтеносности или в водонефтяной зоне. Из этого графика выясняется влияние совместной разработки на весь процесс извлечения нефти.
Можно отметить общую характерную особенность влияния совместной разработки пластов на обводненность. В начальной стадии разработки (до охвата пластов заводнением на 20-25%) содержание воды в продукции совмещенного объекта мало отличается от средних значений обводненности при раздельной разработке пластов. Затем обводненность продукции при совместной разработке становится выше средней и даже наиболее высокой обводненности при раздельной эксплуатации пластов.
Достаточно отметить, что содержание воды, равное 60%, в продукции, добываемой из I пласта, наступает при коэффициенте охвата βо=0,38, из II пласта - при βо=0,40 и III пласта - при βо = 0,47 (средний βо=0,42), тогда как при совместной разработке I, II и III объекта fв достигает 60% при βо=0,36, т.е. на 17% ниже среднего коэффициента охвата при раздельной разработке пластов. Однако на конечной стадии (обводненность 96-98%) отличие в коэффициентах охвата при совместной и раздельной разработке пластов сильно уменьшается, так как в условиях галерейного отбора к моменту обводнения добываемой продукции на 100% при любой неоднородности выдержанного пласта коэффициент охвата должен достигать единицы.
На рис. 3 показаны величины коэффициентов охвата и отношение их при раздельной и совместной разработке пластов на конечной стадии. В условиях раздельной разработки самый высокий конечный коэффициент охвата (0,88) отмечается по III пласту с правым асимметричным распределением, а самый низкий (0,84) по II пласту с симметричным распределением проницаемости. Это обусловливается аналогичным соотношением показателей неоднородности пластов на конечной стадии. Показатели же неоднородности объектов определяют качественное соотношение конечных коэффициентов охвата и при совместной разработке пластов. Естественно, чем больше возрастает показатель неоднородности совмещенного объекта по сравнению с показателями отдельных пластов, тем меньше конечный коэффициент охвата при совместной разработке пластов. Следовательно, если в результате совмещения пластов создается правое асимметричное распределение проницаемости, то условия для достижения высоких конечных показателей совместной разработки этих пластов благоприятны - конечный коэффициент охвата будет мало отличаться от среднего значения при раздельной разработке пластов. Например, совмещение II и III пластов, особенно при V2 = 1/3 V3 обусловливает снижение конечного коэффициента охвата лишь на 1-1,5% (см. рис. 3).
Неблагоприятные условия для всего процесса совместной разработки создаются при совмещении одинаковых по объему пластов с различной асимметрией распределения проницаемости, в результате которого получается симметричное распределение проницаемости объекта. Так, при совместной разработке I и III пластов конечный коэффициент охвата снижается на 6 %, а возможно и больше. В случае иного распределения проницаемости совмещенного объекта снижение конечного коэффициента охвата будет иметь промежуточные значения. В соответствии с этим увеличение объема пластов с правым распределением проницаемости относительно распределения проницаемости присоединяемого пласта способствует повышению конечного коэффициента охвата при совместной разработке. Это видно из сравнения величин коэффициента охвата для объектов I+III* и I+III, II+III* и II+III, I+II* и I+II. Увеличение же объема пластов с левым распределением проницаемости способствует снижению конечного коэффициента охвата при совместной разработке объектов (II* + III и II + III).
Важным показателем, отражающим весь процесс обводнения пластов при разработке, является водонефтяной фактор - отношение отбора воды к добыче нефти. Водонефтяной фактор определяет текущие и конечные экономические показатели процесса разработки. В связи с этим представляет интерес характер изменения водонефтяных факторов при совместной и раздельной разработке.
На рис. 4 показана зависимость водонефтяного фактора (W) от охвата заводнением при раздельной и совместной разработке рассматриваемых пластов. Водонефтяной фактор определялся из соотношения
Величины суммарных водонефтяных факторов (W) при коэффициенте охвата 0,8 определены путем приближенного интегрирования зависимостей W = f(βо) по методу Симпсона. Их значения, а также отношения последних при совместной разработке объектов к средним значениям при раздельной разработке пластов указаны на рис. 4. Наибольшее увеличение суммарного водонефтяного фактора так же, как и снижение конечного коэффициента охвата, происходит при совмещении I и III пластов с различной асимметрией распределения проницаемости. Суммарный водонефтяной фактор при разработке I + III объекта в 1,53 раза выше среднего водонефтяного фактора при раздельной разработке пластов. Совмещение II и III пластов приводит к увеличению водонефтяного фактора в 1,23 раза, а всех трех (I, II и III) пластов - в 1,27 раза. Наименьший рост водонефтяного фактора (в 1,1 раза) наблюдается при совмещении 1 и II пластов.
По величине суммарного водонефтяного фактора наиболее благоприятные условия для совместной разработки имеют I и II пласты. Это объясняется тем, что при их совмещении показатель неоднородности объекта на протяжении всего процесса разработки увеличивается незначительно. По конечному же коэффициенту охвата, как отмечалось выше, лучшими условиями для совместной разработки обладают II и III пласты. Следовательно, при обосновании целесообразности совместной разработки смежных пластов необходимо учитывать не только снижение конечной нефтеотдачи, но и рост водонефтяных факторов.
Увеличение объема отдельных пластов в совмещенных объектах влияет на суммарный водонефтяной фактор, на показатель неоднородности объекта и на конечный коэффициент охвата. Увеличение объема пласта с правым распределением проницаемости способствует снижению, а уменьшение - повышению водо-нефтяного фактора.
Влияние вязкости нефти на процесс обводнения пластов при совместной разработке идентично влиянию неоднородности. При μн <> μв фильтрационное сопротивление обводненной части пласта пропорционально величине μв/Кв, а нефтенасыщенной части μн/Кн. Следовательно, в случае μн>μв фильтрационное сопротивление увеличивается лишь для нефтенасыщенной части пласта, что равноценно смещению максимума плотности распределения проницаемости пласта влево в сторону меньших значений проницаемости для одножидкостной системы (μн=μв). В результате происходит как бы дополнительное увеличение степени (показателя) неоднородности пласта.
На основании этого совместная разработка пластов может быть противопоказана в том случае, когда вязкость нефти пласта с левым асимметричным распределением выше вязкости нефти пласта с правым симметричным распределением проницаемости. Наоборот, увеличение вязкости нефти пласта с правым асимметричным распределением проницаемости благоприятно для совместной разработки, так как это будет способствовать выравниванию или даже совпадению характера неоднородности пластов.
Следовательно, условия для осуществляемой совместной разработки II и III пластов девона Мухановского месторождения можно считать благоприятными. Пласт ДII обладает правым распределением проницаемости по сравнению с распределением проницаемости пласта ДIII. Запасы (объем) пласта ДII в 2,5 раза выше запасов нефти пласта ДIII. Вязкость нефти в пласте ДII составляет 0,85-1,0 сп, а в пласте ДIII - 0,50-0,6 сп, т. е. μнII > μнIII.
Условия для совместной разработки II, III и IV пластов нижнего карбона Мухановского месторождения менее благоприятны. Наибольшими запасами обладает II пласт с левым распределением проницаемости относительно распределения проницаемости III и IV пластов. Вязкость нефти II пласта 3,6 сп, т. е. выше вязкости нефти III и IV пластов (3,5 и 2,5 сп). Это еще больше увеличивает показатель неоднородности при совместной разработке II, III и IV пластов нижнего карбона и соответственно ухудшает показатели обводнения и нефтеотдачи.
Выводы
1. Показателем неоднородности пластов в процессе обводнения может служить функция λ=Кв/Кн=f (βо), выражающая зависимость отношения проницаемостей для воды и нефти от охвата пласта заводнением.
2. Разработка неоднородных пластов одной системой скважин обусловливает увеличение показателя неоднородности, рост водонефтяного факторов и снижение конечной нефтеотдачи (охвата) по сравнению со средними величинами при раздельной разработке пластов. Когда при совмещении пластов распределение проницаемости становится симметричным, снижение охвата может достигать 5-8%, а суммарный водонефтяной фактор возрастает в 1,5-2 раза. При асимметричном распределении проницаемости совмещенных объектов ухудшение показателей совместной разработки менее значительно.
3. Благоприятное влияние на все показатели совместной разработки пластов оказывает увеличение объема пласта с правым распределением проницаемости относительно распределения присоединяемого пласта.
4. Повышение вязкости нефти равноценно смещению максимума плотности распределения проницаемости влево в сторону меньших значений проницаемости и увеличению степени (показателя) неоднородности пласта. Совместная разработка пластов может быть противопоказана, если вязкость нефти пласта с левым распределением проницаемости выше вязкости нефти другого пласта. Повышение вязкости нефти пласта с правым распределением проницаемости улучшает условия совместной разработки пластов.
5. Целесообразность совместной разработки пластов одной сеткой скважин должна устанавливаться на основе комплексного анализа величин снижения капитальных затрат, темпа разработки, конечной нефтеотдачи пластов и роста водонефтяных факторов.
Гипровостокнефть
Рис. 1. Гистограммы распределения проницаемости совмещенных пластов.
1 - V1 = V2 = V3; 2 - V1 = V3= 1/3 V2; 3 - V1 = V2 =1/3 V3.
Рис. 2. Изменение показателя неоднородности (отношения проницаемости для воды и нефти λ =Кв/Кн) в процессе обводнения I, II и III пластов при раздельной и совместной разработке.
1 -пласты разрабатываются раздельно; 2 -пласты разрабатываются совместно и V1 = V2 = V3; 3 - то же, V1 = V3 = 1/3 V2; 4 – то же, V1 = V2 = 1/3 V3.
Рис. 3. Изменение содержания доли воды fв = qв/(qв+qн) в добываемой продукции в зависимости от охвата заводнением пластов (βо) при раздельной и совместной разработке
βо.разд - средний коэффициент охвата пластов заводнением при раздельной разработке; * - данный пласт в 3 раза больше присоединяемого; остальные усл. обознач. см. на рис. 2.
Рис. 4. Изменение водонефтяного фактора W = Кв*hв/(Кн*hв) в зависимости от охвата пластов заводнением (βо) при раздельной и совместной разработке.
W=ΣQв/ΣQн - суммарный водонефтяной фактор; Wср.разд. - средний водо-нефтяной фактор при раздельной разработке пластов; остальные усл. обозн. см. на рис. 2.