6 ОБОБЩЕННЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ИНДИКАТОРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ФИЛЬТРАЦИИ НАГНЕТАЕМОЙ ВОДЫ В НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ПЛАСТАХ

Скорость вытеснения нефти нагнетаемой воды - один из основных показателей процесса заводнения нефтяных залежей, определяющий сроки извлечения запасов нефти и газа, обводнение скважин и при определенных условиях нефтеотдачу пластов. Достоверное определение скорости расчетным путем или по материалам лабораторных работ зачастую затруднительно. Наиболее точные данные дают промысловые исследования с индикаторами.

Анализ имеющихся данных (таблица 6) показывает, что скорость перемещения нагнетаемой воды в пластах достигает весьма больших величин, исчисляемых сотнями метров за сутки. Значения скорости более 100 м/сут зафиксированы на многих исследованных с применением индикаторов площадях Ставропольского края, Пермской и Мангышлакской областей, Татарии, Башкирии и Белоруссии. Наибольшая величина, равная 10,2-10,6 км/сут, установлена на Осташковичском (БССР) и ранее на Дерюжевском (Куйбышевская область) месторождениях.

Аномально быстрое поступление индикатора в добывающие скважины, как правило, характеризует преждевременные прорывы отдельных частей фронта вытеснения нефти водой. Диапазон изменения максимальной скорости опережающего перемещения нагнетаемой воды в различных направлениях от одной и той же нагнетательной скважины в большинстве случаев весьма широкий: по Ачакулакскому месторождению 13,8-231,0 м/сут, Осташковскому 396,5-10200,0 м/сут, Старогрозненскому 14,3-73,3 м/сут, Ромашкинскому (Восточно-Линенагорская площадь) 158,0-480,0 м/сут, Осинскому 144,0-900,0 м/сут /2/.

Время движения первых порций меченой воды в пластах не согласуется с такими параметрами, как режимы работы добывающих и нагнетательных скважин и расстояние между ними, обводненность извлекаемой нефти. Оно для подавляющего большинства исследованных отечественных месторождений было гораздо менее продолжительным, чем ожидалось. Наблюдается различие между фактическими и расчетными величинами. Весьма большие расхождения отмечаются при сопоставлении вычисленных (по усредненным геолого-промысловым данным) и фактических значений времени первых поступлений индикатора, меньшие - при рассмотрении времени перемещения основных объемов меченой воды. Во всех случаях для трещиноватых отложений различия более существенны, чем для пористых пластов, очевидно, из-за достоверного определения толщины пласта фильтрующей жидкостью.

Интенсивное перемещение меченой воды по исследованным залежам связано со строением пластов, в частности с наличием высокопроницаемых путей движения жидкости. Первые прорывы индикатора в добывающие скважины показывают, что по каждому фильтрационному каналу, как правило, перемещается небольшой объем жидкости, составляющий от десятитысячных долей до 1 % нагнетаемой воды в соответствующую скважину, через которую введен в пласт индикатор. На эффективность заводнения фильтрационные пути опережающего движения могут влиять только в сумме.

Важнейшей фильтрационной характеристикой процесса заводнения является скорость движения фронта воды, вытесняющего основные извлекаемые запасы нефти. Фронтальная скорость значительно ниже, чем у первых поступающих в добывающие скважины порций индикатора, и составляет 0,3-5,2 м/сут. В диапазоне 0,6-2,8 м/сут находятся значения, полученные по Арланскому и Ромашкинскому (Холмовская площадь) месторождениям (см. табл. 6).

Максимальная и фронтальная скорости образуют спектр, в пределах которого заключаются скорости опережающего перемещения нагнетаемой воды из-за неоднородности пласта. Как правило, он весьма широк. В частности, по Холмовской площади он составляет 0,6-300 м/сут.

По отдельным залежам получены графики изменения концентрации в выходящем из пласта потока в виде отдельных пиков. Анализ показал, что они характерны для коллекторов с резкой неоднородностью, когда фронт вытеснения нефти водой как таковой вообще не формируется.

Как видно из таблицы 6, индикаторные исследования выполнены на коллекторах различного типа (поровых, трещинных). По полученным данным не наблюдается количественной зависимости скорости вытеснения нефти водой от типа коллектора. Считается, что аномально высокие скорости перемещения меченой воды в естественных пластах связаны с трещиноватостью отложений. Однако в чисто трещинных коллекторах верхнемеловых залежей Брагунского и Октябрьского месторождений Чечено-Ингушской АССР потребовалось 1-4 года, чтобы индикатор прошел путь 1,1-6,0 км, а, например, в поровом коллекторе месторождения Колодезное, где возможны единичные трещины, - всего 42-545 сут. при расстоянии 0,8-2,8 км. Очевидно, чем меньше трещин в пласте и чем четкую направленность они имеют, тем благоприятнее условия для быстрых прорывов нагнетаемой воды в добывающие скважины. Факт аномального прорыва индикатора в добывающие скважины следует рассматривать как один из показателей возможного движения нагнетаемой воды по пустотам вторичного происхождения. Для однозначного решения вопроса о трещиноватости пласта требуется совместный анализ результатов применения меченой жидкости или газа, изучения керновых материалов и обнажений горных пород, данных геофизических и гидродинамических исследований скважин /2/.

Опреснение добываемых вод широко используется в нефтепромысловой практике в качестве критерия для установления времени подхода к добывающей скважине вытесняющего агента. Скорость перемещения ВНК и фронта нагнетаемого агента по данным обводнения скважин и химического анализа добываемых вод, как правило, оценивается не выше 1-2 м/сут. Скорость перемещения основных объемов меченой жидкости близка к этому диапазону, а скорость максимального перемещения индикатора резко отличается, что свидетельствует о более высокой чувствительности индикаторного метода.

Опреснение добываемых вод фиксируется не с начала подхода нагнетаемой воды, а с момента поступления в добывающие скважины их определенного количества, позволяющего выявить изменение химического состава при непостоянном фоне минерализации пластовых и нагнетаемых вод. В конечном счете это приводит к занижению значений искомых параметров.

Механизм вытеснения нефти нагнетаемой воды даже из сравнительно однородных пластов весьма сложный. Результаты промысловых экспериментов с применением индикаторов, приведенные в таблице 6, свидетельствуют о ряде макромасштабных фильтрационных особенностях заводнения залежей. Все они преимущественно связаны со спецификой строения естественных продуктивных коллекторов, которую необходимо принимать во внимание при прогнозировании процесса вытеснения нефти водой. Для резко неоднородных пластов расчеты с использованием осредненных показателей без учета особенностей объекта заводнения характеризуют фильтрационный поток лишь в общем виде и могут не отражать существенных деталей. Судя по характеру поступления индикаторов в добывающие скважины, нефтенасыщенным пластам характерна зональная слоистая неоднородность. При дренировании расположенные на различной глубине сообщающиеся друг с другом группы зон в соответствии с их фильтрационными свойствами и общим полем давления образуют пути равного сопротивления движения жидкости. Один из них, включающий большую часть объема горной породы, является главным, формирующим основной фронт вытеснения нефти водой. Остальные характеризуют динамическую неоднородность пласта, которая на ряду с другими факторами формирует особенности фильтрации жидкости и вытеснения нефти.

Зонально-слоистая неоднородность пластов приводит к тому, что нефть может не вытесняться водой единым сплошным фронтом (ни по простиранию, ни по ширине). При преобладании гидродинамических сил вытеснения над капиллярными, независимо от режима работы скважин, скорость движения жидкости в высокопроницаемых участках коллекторов всегда выше , а в слабопроницаемых ниже, чем в остальной массе продуктивного горизонта. В отдельных местах залежи возникает движение “руковообразного” характера. Части водонефтяного раздела начинают опережать друг друга, что в конечном счете приводит к его разрыву. Нефтенасыщенная толща как бы пронизывается извилистыми потоками воды разной протяженности. При таком характере вытеснения нефти поступление воды в скважины и даже их полное обводнение не означает, что залежь между нагнетательными и добывающими рядами скважин в достаточной мере выработана. Через некоторое время после начала процесса заводнения часть вытесняющего агента начинает проходить по практически промытым участкам, не совершая полезной работы, и извлекается на дневную поверхность. Возникают целики нефти и участки неактивного движения жидкости. Между “преждевременно” обводненными и нефтенасыщенными областями продуктивных отложений происходит обмен жидкости. В пределах некоторых объемов среды перед основным фронтом нагнетаемой воды образуются барьеры из водонефтяной смеси, снижающие общую эффективность процесса извлечения нефти из залежи. Причем чем более неоднороден пласт, тем в большей степени проявляются отмеченные факторы и они должны быть учтены при проектировании процесса разработки залежи /2/.

С помощью методов меченых жидкостей получают разнообразную достоверную геологическую информацию на всех стадиях разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений. Возможности этого направления исследований далеко не исчерпаны.