Обоснование размещения нагнетательных скважин

Поисковое бурение в пределах месторождения им. Савина С.В. начато в 1966 году, месторождение открыто в 1967 году поисковой скважиной №52, в которой из отложений пласта БС10 был получен приток нефти.

На месторождении с начала разведочного бурения (1966 год) пробурено 45 разведочных скважин, результаты гидродинамических исследований при их опробовании приведены в таблице 2.1:

Таблица 2.1 – Результаты гидродинамических исследований при опробовании

Номер скважины	Дата исследования	Интервал перфорации	Толщина пласта, м	Дебит жидкости,	Обводненность, %	Динамический уровень, м. Депрессия, МПа	Коэффициент продуктивности,	Удельный коэффициент продуктивности,	Гидропроводность, ·см	Проницаемость, *10 - 3	Вид исследования
Пласт
51Р	13.03.1972	1963-1968	5,0	6,1		944,0	1,4	0,29	-	-	КВУ
58Р	30.07.1978	1926-1931	4,2	145,5		Депр. 9.87	0,5	0,13	53,1	651,1	ИД, КВД
59Р	01.03.1980	1960-1968	8,0	18,7		Депр. 5.01	3,7	0,47	3,0	19,2	ИД, КВД
Среднее значение:	5,7	56,8			1,9	0,29	28,0	335,1
Пласт
18Р	15.04.1971	1960-1966	11,0	37,3		12,01	5,7	0,52	5,1	-	ИД
Пласт
18Р	01.04.1971	1960-1966	6,0	2,0		Депр. 1.26	0,2	0,03	0,1	1,0	КВД
58Р	20.07.1978	1934-1941	5,6	123,0		Депр. 9.05	13,3	2,37	45,0	413,8	ИД, КВД
Среднее значение:	5,7	62,5			6,75	1,2	22,6	207,4

В результате гидродинамических исследований скважин установлено, что продуктивный пласт месторождения им. Савина С.В. характеризуется следующими гидродинамическими параметрами: коэффициент продуктивности составляет 2.28 м3/(сут*МПа), удельный коэффициент продуктивности составляет 0.43 м3/(сут*Мпа*м) и значение проницаемости соответствует 14.62·10-3 мкм2.

Разработка пласта характеризуется невысокой нефтеотдачей, коэффициент извлечения нефти составляет 0,27. В какой-то мере это обусловлено тем, что при составлении проекта разработки нефтегазовой залежи пласта ОАО «Сургутнефтегаз» не учитывал капиллярные характеристики залежи.

В то время как, пласт - коллектор представляет собой поровую многофазную систему, в которой существенную роль в распределении жидкостей и газов выполняют различные капиллярные силы, как при формировании залежи, так и при извлечении нефти.

Капиллярно-гравитационная модель залежи сложного геологического строения и (или) содержащей трудноизвлекаемые запасы нефти может быть использована для разделения нефтяного скопления по геолого-промысловым характеристикам, что позволит уточнить систему разработки залежи, наиболее оптимально произвести расстановку добывающих и нагнетательных скважин, учесть и уменьшить негативное влияние неоднородности пласта на нефтеотдачу. Как писал А.А. Ханин (1979): «Если бы капиллярные эффекты отсутствовали, то вытеснение нефти из пористой среды происходило бы полностью». В настоящее время после разработки месторождения и полного обводнения пласта в недрах остается от 60 до 90% от первоначальных запасов нефти.

Согласно закону Юнга-Лапласа капиллярное давление пропорционально произведению межфазного натяжения на радиус кривизны межфазной поверхности :

, (1)

Если порода предпочтительно смачивается водой, а не нефтью, значит гидрофильна и её капиллярное давление является положительным. В случае гидрофобной (олеофильной) поровой среды капиллярное давление отрицательное. В связи с известным свойством жидкостей и газов занимать положение и форму, при которых их капиллярная энергия достигает минимально возможного значения, в гидрофильной породе-коллекторе нефти энергетически выгодно занимать относительно крупные поры, охарактеризованные сравнительно низкими значениями капиллярных давлений, а воде - мелкопоровое пространство. Обратная картина в распределении воды и нефти наблюдается в гидрофобном (олеофильном) поровом пространстве.

Следовательно, вода, нагнетаемая в скважину, расположенную на участке гидрофильного пласта, охарактеризованном относительно высокими значениями капиллярных давлений, не сможет вытеснить нефть, находящуюся в крупнопоровых коллекторах, поскольку для этого ей необходимо преодолеть определенной величины капиллярное давление. Поэтому вода будет продвигаться по пути наименьшего сопротивления и обойдет участки крупнопоровых коллекторов, оставляя там целики нефти, и, в частности, может удалиться за контур нефтеносности.

Для определения капиллярного давления начала фильтрации нефти необходимо:

а) Произвести отбор керна.

б) Измерить смачиваемость породы и, при подтверждении ее гидрофильности, разработку залежи методом заводнения считать целесообразной.

в) Определить по керну капиллярное давление начала вытеснения нефти. Составить карту этого параметра и на ее основе произвести размещение нагнетательных скважин на участках относительно низких значений капиллярных давлений, обеспечивающих возможность вытеснения нефти из порового пространства продуктивного пласта при его заводнении.

К сожалению, измерение капиллярного давления не входит в комплекс обязательных исследований при изучении нефтяных залежей месторождений. Однако между капиллярным давлением начала фильтрации и проницаемостью существует корреляционная связь, представленная параболой.

Рис. 2.1 – Зависимость капиллярного давления смещения от проницаемости пород

Давление смещения интерпретируют как давление, при котором начинается пропитка образца ртутью в условиях близких к условиям реального нефтегазоносного резервуара. Как показано на рисунке 2.2, давление смещения соответствует точке пересечения вертикальной оси с продолжением вправо линейного участка капиллярной кривой.

Аппроксимация данных, приведенных на рис. 2.1 привела к уравнению зависимости капиллярных давлений начала фильтрации от проницаемости породы для пластовой системы нефть – вода:

, (2)

где К – проницаемость, мД;

– капиллярное давление начала фильтрации, кПа.

Рис. 2.2 – Типичная кривая капиллярного давления

Платообразный участок служит индикатором отсортированности пор породы. По мере ухудшения степени отсортированности положение его становится все более крутым. Горизонтальный платообразный участок капиллярной кривой свидетельствует о весьма хорошей отсортированности пор. Следует отметить, что в отличие от гранулометрического анализа, на основе которого получают сведения об отсортированности зерен, кривая капиллярного давления характеризует отсортированность пор открытого емкостного пространства. Что гораздо важнее для решения задач нефтегазопромысловой геологии.

При решении задач связанных с миграцией углеводородов, определения степени надежности покрышки, аккумулирующей силы барьера, экранирующего залежь нефти или газа по латерали, а также оценки градиента давления, необходимого для начала фильтрации нефти можно ограничится измерением капиллярного давления смещения или давления начала вытеснения одного флюида другим.

В основу определения капиллярного давления смещения положен принцип равенства этого давление давлению начала вытеснения например, воды газом из образца пористой породы на установке для изучения глубинных процессов. Перед измерением давления начала вытеснения (начала фильтрации) проводят оценку плотности, пористости и проницаемости пород по стандартным методикам. Затем образцы изготовленные в виде цилиндров диаметром 30 мм вакуумируют и под вакуумом насыщают пластовой водой. В дальнейшем образец зачехляют в резиновую втулку, помещают в кернодержатель и подвергают всестороннему внешнему давлению при помощи гидравлического пресса. Значение давления назначают соответственно эффективному давлению, рассчитанному для глубины, с которой был взять керн, т.е. разности литостатического и пластового давлений при расчете литостатического давления используют среднюю плотность пород осадочного чехла, которая приблизительно равна 2.3 г/см3. После проверки системы на герметичность на нижний торец образца подают сжатый азот или воздух из баллона. Скорость поступления газа регулируют вентилем. Создаваемое при этом давление на торце измеряют образцовым манометром. Давление начала вытеснения воды из пор образца, т.е. капиллярное давление смещения фиксируют по смещению капли окрашенной воды, введенной в горизонтальный стеклянный капилляр диаметром 0.2-0.5 мм, присоединенный через небольшую секцию трубопровода к образцу со стороны верхнего торца.

Изучение зависимости капиллярного давления от проницаемости керна показало, что в большинстве случаев значения этих параметров по модулю пропорциональны: чем больше по проницаемости различаются разнопоровые фации, тем больший скачок капиллярного давления наблюдается на их стыке при продвижении межфазной поверхности в пористой среде. Данное явление представляется вполне очевидным, поскольку как капиллярное давление, так и проницаемость находятся в зависимости от размеров поровых каналов, хотя и в разной мере. Результаты изучения капиллярных давлений в терригенных породах, имеющих широкий диапазон проницаемости, подтверждают наличие некоторой обратной связи между этими параметрами, однако характер ее все же мало выразительный.

Закономерность зависимости капиллярных давлений от проницаемости сводится к тому, что меньшей проницаемости соответствует более высокое капиллярное давление. Однако наблюдается значительный разброс точек от кривой. Вероятно, сравнительно высокая дисперсия обусловлена литологической неоднородностью пород, различием строения порового пространства, характером смачиваемости, степенью гидрофильности-гидрофобности и др. Кривизна межфазной поверхности на контакте воды и газа в образцах также невелика, что позволило флюидам продвигаться через их поровое пространство в форме механического массопереноса. В данном случае капиллярное давление проявляется как сила сопротивления фильтрации углеводородов в полном соответствии с уравнением Юнга-Лапласа, т.е. прямо пропорционально произведению межфазного натяжения на кривизну межфазной поверхности. Однако необходимо помнить, что четкую границу проявления кривизны межфазных поверхностей в реальных поровых средах установить практически невозможно.