Результаты разработки залежей нефти с обширными водонефтяными зонами (ВНЗ), размер которых на месторождениях платформенного типа достигает 40-70% общей площади нефтеносности, свидетельствуют о меньшей величине коэффициента извлечения здесь нефти по сравнению с его показателем для чисто нефтяных зон (ЧНЗ). Это обусловлено следующим:

1. меньшим охватом пласта вытеснением в ВНЗ по сравнению с ЧНЗ (в связи с относительно близким расположением интервалов вскрытия пласта по скважинам в ВНЗ от ВНК, сравнительно быстрым прорывом воды к скважинам в виде конусов и др.);
2. размещением добывающих скважин в пределах ВНЗ залежей по более редкой сетке из-за меньшей суммарной добычи нефти, приходящейся на одну скважину, по сравнению с таковой в ЧНЗ;
3. меньшими средними величинами текущих дебитов нефти по скважинам в ВНЗ по сравнению со скважинами в ЧНЗ.

Статья посвящена обобщению опыта и теории разработки залежей нефти на месторождениях платформенного типа в отношении влияния ВНЗ на величину коэффициента извлечения нефти из залежей. При этом предполагается, что величины коэффициентов извлечения нефти для ЧНЗ залежей обычно более обоснованны, чем аналогичные величины для ВНЗ. Поэтому в дальнейшем большее внимание уделяется относительным величинам коэффициентов извлечения нефти по ВНЗ сравнительно с ЧНЗ.

По опубликованным данным, расчетные коэффициенты извлечения нефти обширных ВНЗ, содержащих около 35% начальных балансовых запасов всей залежи, горизонтов Д_I Туймазинского, Д_I и Д_IV Шкаповского и Д_I Серафимовского месторождений в среднем в 2 раза ниже проектных коэффициентов извлечения нефти по залежам [5]. Снижение конечных коэффициентов извлечения нефти при наличии ВНЗ отмечается также по залежам Азербайджанской ССР [3].

Во ВНИИ [2] были проанализированы зависимости коэффициентов извлечения нефти от величин доли запасов нефти в ВНЗ по 12 длительно разрабатываемым при водонапорном режиме залежам следующих месторождений: Зольненского (Д_II), Кулешовского (А₃), Мухановского (Д_III), Дмитриевского (С_III), Туймазинского (Д_I, Д_II), Серафимовско-Леонидовского (Д_I и Д_IV), Константиновского (Д_II, Д_IV) и Шкаповского (Д_I, Д_IV). Эти залежи характеризуются проницаемостью пластов от 0,13 до 0,45 мкм², вязкостью пластовой нефти от 0,7 до 3,7 мП-с, коэффициентом песчанистости более 0,7 и эффективной нефтенасыщенной толщиной пластов до 15 м. Установлено, что с увеличением доли балансовых запасов нефти в ВНЗ залежей величина коэффициента извлечения этого флюида в целом по залежи снижается по мере увеличения объема прокачанной через нее воды. Экстраполяция полученной [2] зависимости для прокачки через залежи 75% порового объема воды, имеющей прямолинейный характер, в точки долей балансовых запасов в ВНЗ и 100% ( рис. 1 ) позволила определить снижение коэффициента извлечения нефти для рассматриваемой группы залежей ( табл. 1 ).

Из приведенных данных следует, что в ВНЗ залежей рассматриваемой группы коэффициент извлечения нефти в среднем на 37% меньше, чем в ЧНЗ. Причем эта величина занижена, так как исходя из обнаруженной закономерности [5] для прокачки через поровый объем залежей воды в количестве 1 и более разница в коэффициентах извлечения нефти в ВНЗ и ЧНЗ будет несколько выше.

Влияние ВНЗ залежей на величину фактически достигнутого коэффициента извлечения нефти при водонапорном режиме изучалось также по восьми участкам пластов Д_I и Д_IV Шкаповского месторождения Башкирии [1]. Коэффициенты извлечения нефти на этих участках в заводненных областях определялись по результатам контроля за текущим положением ВНК по детализации геологического строения продуктивного пласта в ВНЗ (геофизическими методами), а также по данным о величинах суммарной добычи нефти и начальных балансовых запасах нефти.

Характеристика пластовой системы на участках находится в следующих диапазонах: проницаемость 0,35-0,36 мкм², вязкость пластовой нефти от 0,9 до 3,8 мП-с; коэффициент песчанистости - от 0,7 до 0,8; эффективная нефтенасыщенная толщина пластов от 2 до 15 м; доля начальных балансовых запасов нефти в ВНЗ (точнее, в зонах, связанных с подошвенной водой) от общих запасов на участках от 49 до 89%.

Было отмечено [1], что величины коэффициента извлечения в заводненных областях уменьшаются почти пропорционально снижению значения, где Vчнз - доля балансовых запасов нефти в ЧНЗ, изолированных непроницаемыми пропластками от подошвенной водыв пределах ВНЗ; Vh_{H<=4 м} -доля запасов в пределах ВНЗ от общих запасов этих зон с нефтенасыщенной толщиной не более 4 м; h_Н, h_В - средние величины нефте- и водонасыщенных толщин пласта по ВНЗ участков.

На рис. 2 изображена указанная зависимость коэффициента извлечения нефти от обратной величины z, т.е. от b = 1/z, так как последняя пропорциональна влиянию доли запасов нефти в ВНЗ на коэффициент извлечения.

В табл. 2 показано влияние доли балансовых запасов нефти в ВНЗ и соотношения b на коэффициент извлечения нефти по заводненным участкам Шкаповского месторождения.

Из данных табл. 2 следует, что наблюдается более четкая зависимость коэффициента извлечения нефти (h_н) от величины соотношения b, чем от доли балансовых запасов в ВНЗ. Поэтому целесообразнее определять снижение h_н с учетом не только доли запасов нефти в ВНЗ, но и с учетом доли малоиспользуемых запасов нефти (например, с толщиной h_н<=4м) и отношения h_в/h_н в ВНЗ.

На основании приведенных [1] материалов можно сделать вывод о том, что для ВНЗ залежей типа Шкаповского месторождения снижение h_н составляет около 40% по сравнению с этим коэффициентом для ЧНЗ.

Влияние ВНЗ на h_н из разрабатываемых площадей Ромашкинского месторождения, которые находятся в эксплуатации около 20 лет и более, рассмотрено в ТатНИПИнефти. Характеристики залежей нефти по площадям с ВНЗ следующие: проницаемость пластов - от 0,26 до 0,42 мкм², вязкость пластовой нефти - от 2,3 до 4 мПа-с. Результаты расчетов относительного снижения проектных коэффициентов извлечения нефти в ВНЗ приводятся в табл. 3 и на рис. 3 .

Для ВНЗ площадей Ромашкинского месторождения, по расчетам ТатНИПИнефти, снижение h_н по сравнению с ЧНЗ даже превышает 50% (см. рис. 3 ).

Приведенные данные о влиянии ВНЗ на коэффициент извлечения нефти сопоставлены с данными об ожидаемой величине его в ЧНЗ и ВНЗ по нефтяной залежи Роузерей месторождения Фостертон (Канада) [4]. Залежь имеет ВНЗ (с подошвенной водой), в которой заключено 32% начальных балансовых запасов нефти всей залежи. Проницаемость продуктивного пласта залежи составляет 1 мкм², вязкость пластовой нефти 15 мПа-с и нефтенасыщенная толщина пласта 13 м. При разработке залежи применяется приконтурное и внутриконтурное заводнение (последнее осуществляется по линии внутреннего контура нефтеносности). На основании численного моделирования процесса разработки залежи (с использованием двухмерной модели) установлено [4], что конечные h_н для ЧНЗ составляют 0,55, для ВНЗ 0,29, а для залежи в целом 0,45 (текущий h_н по залежи на конец 1973 г. составил 0,32). Из рис. 3 следует, что конечный h_н по ВНЗ залежи Роузерей может снизиться на 47 % по сравнению с ЧНЗ и, кроме того, данные по этой залежи согласуются с рассмотренными материалами по площадям Ромашкинского месторождения.

Полученное соотношение величин h_н в ВНЗ и ЧНЗ рассмотренных групп залежей и площадей дополним краткой характеристикой применяемых на них систем разработки.

Все анализируемые объекты эксплуатировались при искусственном заводнении. Снижение конечного h_н в свите ПК площади Кала по сравнению с площадью Раманы на 18% (при содержании на площади Кала в ВНЗ 23% общих балансовых запасов нефти [3]), при анализе не используется, так как разработка последних протекала при смешанном режиме (при вытеснении газированной нефти водой).

На ряде объектов системы заводнения развивались либо от законтурного (приконтурного) до внутриконтурного, либо оба эти вида осуществлялись одновременно (на месторождениях Туймазинское, Серафимовско-Леонидовское, Константиновское, Мухановское и Фостертон). На некоторых объектах (Кулешовское, А₃; Зольненское, Д₁) проводили только приконтурное заводнение, на других же с начала разработки применялось внутриконтурное (на площадях Ромашкинского, Шкаповском и Кулешовском месторождений).

На большинстве рассматриваемых объектов при внутриконтурном заводнении запасы нефти из ВНЗ извлекались самостоятельной сеткой скважин и при размещении ряда нагнетательных скважин по внутреннему контуру нефтеносности (кроме площадей Ромашкинского; Д_III Мухановского и А₃ Кулешовского месторождений).

Однако плотность сетки скважин на ВНЗ залежей обычно в несколько раз меньше, чем на ЧНЗ. Так, по объектам Башкирии удельная площадь, приходящаяся на одну скважину, в ЧНЗ изменяется от 18 до 0,36 км²/скв, а в ВНЗ - от 40 до 1,5 км²/скв (по площадям Ромашкинского месторождения близкий к этому диапазон величин). По объектам Куйбышевской области плотность сетки скважин в ЧНЗ близка к объектам Башкирии, а ВНЗ залежей разбурены только частично. На месторождении Фостертон обе зоны залежи разбурены по равномерной сетке с удельной площадью 0,16 км²/скв.

Обычно из скважин, расположенных в ВНЗ, до полного обводнения добывается значительно меньше нефти, чем на тех же залежах в ЧНЗ (по объектам Башкирии почти вдвое [5]).

Таким образом, обобщение опыта и теории разработки группы залежей Урало-Поволжья с ВНЗ и залежи Роузерей указывает на необходимость снижения в проектах h_н для ВНЗ залежей минимум на 40% по сравнению с h_н для ЧНЗ. Это можно распространить на залежи с ВНЗ при вязкости пластовых нефтей до 10-15 мПа-с, проницаемости пластов 0,1-1 мкм² при их сравнительной однородности по строению и при разработке залежей в условиях водонапорного режима.

В заключение заметим, что для ВНЗ залежей, в разрезе пластов которых отсутствуют непроницаемые прослои (пласты только анизотропны по проницаемости), оценка проектных коэффициентов извлечения нефти в ВНЗ рекомендуется по следующей формуле, учитывающей остаточную нефтенасыщенную толщину (h_н.ост) пласта при достижении по скважинам предельно рентабельного дебита и коэффициент охвата пласта вытеснением (h_охв) для сравнительно редкой сетки скважин:

где h_выт - коэффициент вытеснения нефти водой, определяемый для рассматриваемой залежи по лабораторным исследованиям; h_н - начальная эффективная нефтенасыщенная толщина пласта по разбуренным участкам ВНЗ, м.

Наиболее ответственным в данном случае является обоснование величин h_н.ост и h_охв для конкретных условий.

Коэффициент извлечения нефти для залежей с ВНЗ в целом в зависимости от доли балансовых запасов нефти в ВНЗ (Qвнз/Qзал) и в ЧНЗ (Q_ЧНЗ/Qзал) может быть определен по формуле

где (Q_ЧНЗ/Qзал), (Qвнз/Qзал) - отношения балансовых запасов нефти, доли единицы.

Уравнение (2) с учетом обоснования количественного снижения h_н в ВНЗ по сравнению с ЧНЗ может быть приведено к виду

 (3)

1. Абызбаев И.И., Леви Б.И. Повышение эффективности разработки водонефтяных зон месторождений Башкирии. Уфа, Башк. кн. изд-во, 1978.
2. Гомзиков В.К., Молотова Н.А. Влияние размера водонефтяных зон залежей на нефтеотдачу пластов. - РНТС ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело, 1976, № 12, с. 12-13.
3. Гурьева Н.В., Листенгартен Б.М., Султанов Ч.А. Влияние подошвенной воды на нефтеотдачу ПК свиты площади Кала. - Азерб. нефт. хоз-во, 1966, № 11, с. 8-10.
4. Дербаука Г.К.М., Кэлли Дж.А. Заводнение пласта песчаника Роузерей залежи Фостертон в Саскачеване, Канада. - Докл. на Советско-Канадском симпозиуме. М., 1974.
5. Халимов Э.М., Баймухаметов К.С. Особенности разработки девонских залежей нефти Башкирии на стадии интенсивного обводнения. - Труды УфНИИ. Уфа, 1969, вып. XXVII, с. 147-163.

Таблица 1

Таблица 2

Таблица 3

Рис. 1. Графики зависимости коэффициента извлечения нефти от доли ее запасов в ВНЗ по группе залежей Урало-Поволжья при прокачке воды: 0,5 порового объема (а) 0,75 (б).

Залежи месторождений: 1 - Д_I Зольненского, 2 - A₃ Кулешовского, 3 - Д_III Мухановского, 4 - С_III Дмитриевского, 5, 6 - Д_I, Д_II Туймазинского, 7,8 - Д_I, Д_IV Серафимовско-Леонидовского, 9,10 - Д_II, Д_IV Константиновского, 11, 12 - Д_I, Д_IV Шкаповского

Рис. 2. График зависимости коэффициента извлечения нефти от комплекса b по заводненным участкам Шкаповского месторождения.

Участки пласта Д_I: 1 - северо-западный, 2 - северо-восточный, 3 - южный, 4 - юго-восточный; пласта Д_IV^: 5 - западный, 6 - северный, 7 - северо-восточный, 8 - юго-восточный

Рис. 3. График зависимости коэффициента извлечения нефти от доли ее запасов в ВНЗ по площадям Ромашкинского месторождения и залежи Роузерей месторождения Фостертон.

Площади: 1 - Миннибаевская, 2 - Восточно-Сулеевская, 3 - Зеленогорская, 4 - Зай-Каратаевская, 5 - Чишминская, 6 - Восточно-Лениногорская; 7 - залежь роузерей месторождения Фостертон (Канада). А - средние значения в ЧНЗ; Б - то же, в ВНЗ