Зміна термогідродинамічних процесів у багатопластових родовищах для підвищення нафтовіддачі

Розробка нафтових родовищ із підтриманням пластового тиску нагнітанням агентів витіснення з температурою, нижчою пластової, в багатопластових покладах з нео­днорідними за проникністю колекторами пов'язана зі створенням зон охолодження в низь­копроникних пластах. Особливо ускладнюється процес розробки покладів нафти, гранично насиченої асфальто-смоло-парафіновими речовинами. Усе це в часі різко знижує видобу­ток нафти зі свердловин і не забезпечує відповідних умов для максимального вироблення продуктивних пластів.

В ізольованих природних резервуарах нафтовилучення залежить від термобаричних умов не тільки в початковий період, але й на завершальній стадії розробки. У процесі бага­торічної розробки нафтових родовищ із заводненням пластова температура знижується на значній відстані від нагнітальної свердловини (до 500 м), а максимальне її зменшення при цьому досягає 27,5°С. Температурний фронт в 2,3 — 3,0 рази відстає від гідродинамічного фронту руху води, що закачується в свердловини. У початковий період закачування води тільки 75 — 80 % продуктивних пластів приймають воду. Коефіцієнт охоплення їх ефек­тивної товщини становить 0,07 — 0,48 і лише в окремих найбільш однорідних пластах він досягає 0,75 — 0,90. При цьому чим більша ефективна товщина пласта, тим нижчий ко­ефіцієнт охоплення заводненням.

В міру підвищення температури збільшується коефіцієнт об'ємної пружності пластових нафт. Звідси випливає, що підвищення температури пласта після припинення закачування холодної води може значно вплинути на умови витіснення нафти з низькопроникних і охо­лоджених продуктивних пластів.

У продуктивних розрізах, охолоджених нижче допустимої температури, необхідно вжити заходи щодо ії відновлення. Інакше в охолоджених пластах залишаються значні не-вироблені запаси нафти, і відповідно не забезпечується високий коефіцієнт нафтовилучен­ня. Моживість здійснення цього процесу доведена на прикладі розробки двох експеримен­тальних ділянок Долинського і Північно-Долинського родовищ, у межах яких на певній стадії заводнення закачування води припинилось для створення умов відновлення пластової температури.

Після припинення закачування води в поклад за рахунок теплоти надр температура відновлюється до початкової. Темп ії відновлення - в середньому 4 — 6°С на рік, що підвищує пластовий тиск і повністю компенсує його зниження, що відбувається через по­точні відбори рідини.

Значного відновлення пластової температури можна досягнути припиненням закачу­вання холодної води. Найбільший темп відновлення спостерігається в пластах, які охолод­жені у процесі конвекції, причому в початковий період він може становити 8 — 10°С за рік. Завдяки цьому пластовий тиск у покладі збільшується на 2,5 — 3,5 МПа, що дає змогу стабілізувати його.

Інтенсивний ріст пластового тиску в нагнітальних свердловинах відбувається через 8 — 12 міс після припинення закачування води. До цього можливе деяке його зниження. Викли­кано це тим, що за вказаний період темп відновлення температури не забезпечує відповідного темпу росту пластового тиску, коли підтримуються незмінними відбори рідини.

Відновлення температури призводить до підвищення тиску не тільки в окремих сверд­ловинах, але й у покладі. Якщо врахувати, що температура більшості поглинальних пластів становить 10 — 35°С, то зміна тиску за рахунок її відновлення до початкової (75 — 80°С) забезпечує створення значного термопружного запасу в покладі.

Відновлення пластової температури в охолоджених пластах і стабілізація пластового ти­ску значно впливають на фізико-хімічні властивості нафти. Вона стає більш легкою і менш в'язкою. Змінюються молекулярна маса, фракційний склад, коефіцієнт світлопоглинання та інші параметри. Сприяє цьому надходження нафти із застійних і охолоджених зон і ділянок після відновлення в низькопроникних пластах температури вище температури на­сичення нафти парафіном. Процес продовжується до відновлення закачування води, після чого знову нафта стає важчою, змінюється її в'язкість, вміст фракцій, що википають при температурі до 200 і 350°С, силікагелевих смол, коефіцієнт світлопоглинання та ін.

Використання створених у процесі заводнення термобаричних умов для підтримання пластового тиску у тектонічно та літологічно екранованих покладах забезпечує економію значних об'ємів водо- і енергоресурсів, зменшує експлуатаційні витрати на підтримання пластового тиску, а відновлення пластової температури охолодженої частини продуктивно­го розрізу створює сприятливі умови для вилучення нафти. Особливу увагу на ці процеси слід звертати на пізній стадії розробки родовищ, коли зупинка як нагнітальних, так і видо­бувних свердловин приводить до відновлення пластової температури до початкової і, відповідно, до створення значного термопружного запасу, котрий частково поповнює втрату енергії покладу за існуючих темпів відбору.

При цьому темп відновлення пластової температури має пряму залежність від об'ємів закачаної води. Період відновлення пластової температури до геотермічної триваліший у тих пластах, в які закачано більші об'єми води.

Раціонального вироблення запасів нафти можна досягнути не тільки повною компен­сацією відбору закачуванням води, але й ії обмеженням або повним припиненням. Тер­могідродинамічні процеси, що виникають при цьому, створюють сприятливі умови для роз­витку поряд із водонапірним термопружного режиму. Створений режим сприяє більш ефективному витисненню нафти з низькопроникних колекторів внаслідок їх капілярного просочування. При цьому воно відіграє головну роль в ефективному витисненні нафти з низькопроникних і охолоджених пластів у зв'язку з тим, що газонасиченість пластів зали­шається постійною у разі стабільного пластового тиску і не може бути джерелом додаткової енергії при витисненні нафти з пласта. Поряд із цим часткове підтримання пластового тиску нагнітанням холодної води сприяє природному розподілу закачаної води у плані і розрізі, що має першочергове значення як для раціональної розробки покладу, так і досягнення максимального вироблення запасів із найменшими матеріальними витратами.

Поиск по сайту: