ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ПОДОШВЕННОЙ ВОДЫ НА КОНЕЧНУЮ НЕФТЕОТДАЧУ ПЛАСТА, ОТДЕЛЕННОЙ ОТ НЕФТЕНАСЫЩЕННОГО СЛОЯ ГЛИНИСТОЙ ПЕРЕМЫЧКОЙ

При гидродинамическом моделировании зачастую не учитывают наличие подошвенной воды, если она отделена от нефтенасыщенной части пласта низкопроницаемым слоем глины (глинистый пропласток или глинистая перемычка). Но, какой бы малопроницаемой не была глина, ее проницаемость отлична от нуля, следовательно, через нее возможна фильтрация воды, которая будет влиять на конечную нефтеотдачу пласта. Целью данной работы является исследование фильтрационных свойств глин и оценка их влияния на КИН при наличии подошвенной воды.

Проводилось исследование на участке залежи размером 500 м х 500 м х 26 м (для глинистого пропластка толщиной 1м) при девятиточечной расстановке скважин с одной нагнетательной скважиной в центре. Коллектор залежи состоит из трёх слоёв: верхнего слоя нефтенасыщенностью 0,8 д.ед., толщиной 20м, проницаемостью 1000 мД (первые 2 метра) 5000 мД (следующие 6 метров), 1000 мД (следующие 12 метров) (рис. 1), пористостью 0,34, среднего низкопроницаемого слоя толщиной 1м (глинистого пропластка), пористостью 0,05, и нижнего водоносыщенного слоя толщиной 5 м, проницаемостью 1000 мД, пористостью 0,34. Температура пласта 33 С. Пластовое давление на глубине 500 м 50,76 бар. Добывающие скважины вскрывают ¾ пласта от кровли, нагнетательная скважина вскрывает ¾ пласта от подошвы. К подошве пласта была подключена опция AQUIFER. Мощность акьюфера 200 м3/сут/бар. На добывающих угловых скважинах задано условие: при достижении обводненности 0,95 расчет заканчивается. Закачка воды на нагнетательных скважинах при 100  % компенсации 80 м³/сут. На добывающих скважинах задан дебит 10 м³/сут.

Рисунок 1. Проницаемость нефтенасыщенного коллектора по XY: (первые 2 м (от кровли пласта) — 1000 мД, следующие 6 м — 5000 мД, следующие 12 м — 1000 мД).

Для изучения влияния подошвенной воды на добычу нефти исследовалось текущее значение КИН при значениях проницаемости глинистого пропластка 0,0001, 0,001 и 0,01 мД. Проницаемость нефтяного коллектора по вертикальной оси Z составила 0,001 и 0,01 от проницаемости по осям X и Y. Компенсация отбора жидкости принимала значения 80 м³/сут, 56 м³/сут и 24 м³/сут, что соответствует 100  %, 70  %, 30  %.

На рис. 2—5 приведены зависимости КИН от времени при варьировании проницаемости глинистого пропластка (0,01 мД и 0,001 мД), компенсации отбора жидкости и проницаемости по Z.

Рисунок 2. Зависимость КИН от времени для компенсаций 100 %, 70 %, 30 %. Проницаемость глины 0,01 мД. Коэффициент проницаемости по Z 0,01.

Рисунок 3. Зависимость КИН от времени для компенсаций 100 %, 70 %, 30 %. Проницаемость глины 0,01 мД. Коэффициент проницаемости по Z 0,001.

Сравнивая результаты, представленные на рисунках 2 и 3, можно сделать вывод о влиянии проницаемости нефтенасыщенного коллектора по оси Z. То есть при сильной анизотропии проницаемости по оси Z наблюдается повышение роли подошвенной воды в процессе вытеснения нефти.

Рисунок 4. Зависимость КИН от времени для компенсаций 100 %, 70 %, 30 %. Проницаемость глины 0,001 мД. Коэффициент проницаемости по Z 0,01.

Рисунок 5. Зависимость КИН от времени для компенсаций 100 %, 70 %, 30 %. Проницаемость глины 0,001 мД. Коэффициент проницаемости по Z 0,001.

Исходя из графиков, представленных на рисунках 2—5, можно видеть влияние глинистой перемычки на процесс вытеснения нефти водой и, как следствие, на КИН. При проницаемости глинистой перемычки 0,001 мД КИН больше, чем при проницаемости 0,01 мД. Это означает, что глинистая перемычка способствует более равномерному вытеснению нефти, без преждевременных прорывов воды.

На рис. 6 и 7 можно увидеть зависимость КИН от времени для разных компенсаций отбора жидкости для разных коэффициентов проницаемости по Z.

Рисунок 6. Зависимость КИН от времени для компенсаций 100 %, 70 %, 30 %. Проницаемость глины 0,0001 мД. Коэффициент проницаемости по Z 0,01.

Рисунок 7. Зависимость КИН от времени для компенсаций 100 %, 70 %, 30 %. Проницаемость глины 0,0001 мД. Коэффициент проницаемости по Z 0,001.

Из результатов, представленных на рисунках 6 и 7, видно, что при проницаемости глинистой перемычки 0,0001 мД эффект повышения нефтеотдачи при уменьшении компенсации не наблюдается. Это свидетельствует о том, что из-за низкой проницаемости глинистой перемычки роль подошвенной воды в вытеснении нефти снижается.

На рис. 8 представлена зависимость конечного КИН от компенсации отбора жидкости для глинистой перемычки проницаемостью 0,001 мД. Коэффициент проницаемости по Z равен 0,001.

Рисунок 8. Зависимость конечного КИН от компенсации отбора жидкости для глинистой перемычки проницаемостью 0,001 мД. Коэффициент проницаемости по Z равен 0,001.

Из рисунка 8 видно, что максимальный конечный КИН наблюдается при компенсации отбора жидкости 30 %.

В данной работе исследовалось влияние подошвенной воды на КИН. В результате выполненного исследования показано, что этот процесс зависит от нескольких факторов: компенсации отбора жидкости, проницаемости нефтенасыщенного пласта по Z и проницаемости глинистой перемычки.

Даже небольшое увеличение конечного КИН, вследствие учета фильтрации подошвенной воды через глинистый пропласток, в масштабах крупного месторождения может значительно повлиять на экономические показатели. Поэтому для более полной и правильной картины извлечения нефти необходимо проводить учет влияния глинистых пропластков, отделяющих нефтенасыщенную часть пласта от подошвенной воды.

Список литературы:

1.            Басниев К.С. Подземная гидромеханика. Издательство «Недра», Москва, 1993

2.            Гольдберг В.М.. Проницаемость и фильтрация в глинах. Издательство «Недра» Москва, 1986

3.            Каневская Р.Д. Математическое модельрование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. Москва, 2002

4.            Маскет М. физические основы технологии добычи нефти. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004.