Глава XV контроль внедрения нагнетаемой воды в продуктивные пласты

§ 1. Вытеснение нефти водой в разных геолого-физических условиях

Изучение особенностей заводнения продук­тивных коллекторов при разработке залежей нефти занимает одно из важных мест в контроле за выработкой пластов и анализе разработки залежи. От характера продвижения воды по продуктивным пластам зависит полнота их охвата про­цессом вытеснения, а следовательно, и полнота выработки запасов.

Особенности продвижения воды в процессе разработки определяются геологическим строением залежей, применяе­мой системой разработки, свойствами нефти и вытесняющей ее воды и др.

В зависимости от этих факторов внедрение воды в залежь может происходить за счет:

• природного водонапорного или упруговодонапорного ре­жима;

• закачки воды в пласты через нагнетательные скважины.

В первом случае в залежь внедряется контурная пластовая вода. Это сопровождается подъемом ВНК, перемещением (стягиванием) контуров нефтеносности, постепенным умень­шением размеров залежи, превращением ее в залежь, полно­стью подстилаемую водой.

Во втором случае при законтурном заводнении в пласты внедряется оторочка пластовой воды, а затем нагнетаемая вода. В остальном внедрение воды сопровождается теми же явлениями, что и в первом случае. Во втором случае при внутриконтурном заводнении в пласты внедряется нагнетаемая вода, создаются искусственные водонефтяные контакты, по­степенно удаляющиеся от нагнетательных скважин.

Создающиеся при внедрении воды разделы между водой и нефтью могут приобретать различные формы.

Формы поверхности текущего природного ВНК. При процессах вытеснения нефти водой, сопровождающихся подъемом ВНК, последний может перемещаться параллельно его первоначальному положению или наклонно к нему, приобре­тать сложную форму. Характер перемещения ВНК и конту­ров нефтеносности и их форма определяются такими факто­рами, как соотношение вязкостей нефти и воды, геологичес­кая неоднородность продуктивного пласта, размеры водонефтяных зон и др.

Перемещение ВНК параллельно его начальному положе­нию может происходить в однородных монолитных пластах при одинаковой вязкости нефти и воды, равномерном дре­нировании всего объема залежи. На практике такие условия встречаются крайне редко и, как правило, происходит более или менее существенное усложнение формы поверхности текущего ВНК.

При соотношении вязкостей нефти и пластовой воды в результате разработки залежи происходит более быст­рое перемещение внешнего контура нефтеносности по срав­нению с внутренним, в результате чего ширина водонефтяной зоны постепенно сокращается (рис. 104). При этом поверх­ность ВНК, первоначально близкая к горизонтальной, начинает наклоняться к центру залежи. Так, при разработке верхнемеловой массивной залежи маловязкой нефти Малгобек-Вознесенского месторождения более интенсивный подъ­ем ВНК происходил на периферии залежи, в результате чего он постепенно принял форму чаши.

Рис. 104. Схема изменения формы поверхности ВНК при соотношении вяз­кости нефти и воды .

Коллектор: 1 — нефтенасыщенный, 2 — заводненный; 3 — водонефтяная зона; контуры нефтеносности: 4 — внутренний начальный, 5 — внешний начальный, 6 — внешний текущий, 7 — внутренний текущий

В газонефтяной залежи Коробковского месторождения, разрабатываемой с законтурным заводнением при , также произошел наклон поверхности ВНК в сторону внут­реннего контура (рис. 105).

В подобных случаях выработка запасов нефти из водонефтяных зон шириной до 1500-2000 м обычно происходит без их разбуривания, за счет вытеснения нефти водой к до­бывающим скважинам, пробуренным в начальном внутрен­нем контуре нефтеносности. Добывающие скважины в этих условиях длительное время работают без воды, а при подходе к ним внутреннего контура интенсивно обводняются и выводятся из эксплуатации. При этом обеспечиваются высокие охват залежи заводнением и коэффициент вытеснения неф­ти. Макронеоднородность продуктивного пласта, как это видно на рис. 105, не оказывает существенного влияния на характер перемещения ВНК и контуров нефтеносности.

Рис. 105. Схематические геологические профили газонефтяной залежи Коробковского месторождения ( ), представленной монолитным и расчлененным пластами.

Контакты: 1 — начальный водонефтяной, 2 — начальный газонефтяной, 3 — текущий водонефтяной на 1 января соответствующего года; 4 — заводненная закачиваемой водой часть нефтенасыщенного пласта; 5 — водонасыщенный пласт; 6 — непроницаемые прослои

При повышении соотношения вязкостей нефти и воды до 2-3 в монолитных, достаточно однородных пластах характер перемещения ВНК и контуров нефтеносности сходен с опи­санным выше. На рис. 106 приведен схематический про­филь южного участка залежи горизонта Д1 Бавлинского мес­торождения со сравнительно монолитным строением пласта, разрабатываемого с законтурным заводнением при . ВНК здесь перемещался довольно равномерно, приобретая слабый наклон к центру залежи. При этом достигнут высокий охват пласта заводнением - за текущим ВНК не остается существенных целиков нефти. Рассматриваемую часть водонефтяной зоны удалось разработать без сплошного разбуривания, за счет вытеснения нефти к скважинам, расположен­ным в чисто нефтяной зоне.

Рис. 106. Схематические геологические профили по горизонту Д1 Бавлинско­го месторождения ( ), представленному сравнительно монолитным и расчлененным пластами.