Сущность проблемы конусообразования

Большинство нефтяных, газоконденсатнонефтяных, нефтегазовых и газовых залежей, разрабатываемых в настоящее время, подстилаются частично или полностью подошвенными водами или оконтуриваются краевыми водами или имеют место то и другое одновременно. Рациональная разработка указанных месторождений невозможна без знания особенностей и закономерностей продвижения границ раздела газ-вода, нефть-вода и газ-нефть к несовершенным скважинам.

Как показывают промышленные испытания и анализы разработки залежей с верхним газом и подошвенной водой, конусообразование является, в ряде случаев, основной причиной обводнения или загазовывания нефтяных скважин, пробуренных в литологически однородных пластах. Преждевременное обводнение или загазовывание скважин, незнание закономерностей и причин этого явления ведет к потерям большой доли промышленных запасов нефти и, таким образом, снижению нефтеотдачи пласта, увеличению сроков разработки и, в конечном итоге, к большим материальным затратам на извлечение нефти из пласта. Отсюда, тщательное изучение процессов продвижения подошвенных вод и верхнего газа, сложного явления деформации поверхности раздела фаз в пористоой среде (конусообразования), особенностей и закономерностей обводнения пластов и скважин, совместного притока жидкостей к забою скважины и изучению природных факторов, способствующих увеличению безводного и безгазового периодов эксплуатации и улучшению технологических условий разработки залежей с целью наибольшего извлечения нефти из пласта, является одной из основных задач увеличения нефтеотдачи на современном этапе.

Большое практическое значение имеет осуществление рациональной разработки газоконденсатнонефтяных и нефтегазовых залежей с водонапорным режимом, т. е. режимом, когда основной энергией, за счет которой происходит движение пластовой жидкости к забоям скважин, является энергия напора воды. Водонапорный режим характеризуется тем, что при стабилизации пластового давления весь отбор пластовой жидкости замещается поступлением воды в продуктивную часть коллектора. Происходящее при этом продвижение ВНК приводит к тому, что скважины, находящиеся в водонефтяной зоне, обводняются, и добыча нефти сопровождается непрерывным ростом содержания воды. Обводнение скважин приводит к росту себестоимости нефти и ухудшению показателей разработки. Так как конус характеризует локальное продвижение поверхности вода-нефть или газ-нефть, то, рассматривая режим работы отдельной скважины, необходимо проводить различие между продвижением краевых вод и напором подошвенной воды. В первом случае продвижение воды происходит вдоль напластования, что характерно для относительно тонких продуктивных пластов, залегающих с заметным углом падения. Второй случай характерен для пластов, залегающих с малым углом наклона. Так как в природе такие крайние случаи наблюдаются редко, то условно можно выделить три типа притока нефти при водонапорном режиме:

– нефть поступает к скважинам, в основном, под напором подошвенной воды, краевые воды малоактивны, т. е. скорость продвижения границы раздела нефть-вода превышает скорость, с которой происходит стягивание контура нефтеносности;

– вытеснение нефти происходит за счет продвижения краевых вод вдоль напластования. Подошвенная вода при этом малоактивна, т. е. скорость продвижения контура водоносности в несколько раз больше скорости подъема поверхности подошвенной воды;

– приток нефти к скважинам осуществляется как за счет продвижения контурных. так и подошвенных вод, а также и за счет продвижения ГНК при наличии газовой шапки.

Последний вариант наиболее сложен, хотя приближенно оценить происходящий при этом процесс можно, сведя его к одному из первых двух. Качественная сторона процесса конусообразования, т. е. форма поверхности раздела вода-нефть или нефть-газ не зависит от того, является ли подошвенная вода движущим фактором или она малоактивна. Но при этом качественном подобии, физические причины, вызывающие образование конуса, различны.

В случае напора подошвенной воды, ввиду высокого пластового давления в водоносной области и пониженного давления на забое нефтяной скважины, граница раздела испытывает значительный перепад давления. При этом, линии тока будут ортогональны исходной поверхности вода-нефть и направлены вверх (рис. 11.1 а). Приближаясь к забою скважины, на уровне вскрытой толщины пласта, они начинают отклоняться. Вытеснение нефти происходит за счет продвижения ВНК, сопровождаемого образованием конуса воды. Причина образования конусообразной формы поверхности раздела вода-нефть (нефть-газ или газ-вода) заключается в том, что величина вертикальной составляющей скорости продвижения ВНК принимает максимальное значение вдоль оси скважины. Качественно подобная форма поверхности раздела образуется и в случае, когда подошвенная вода не принимает участие в вытеснении или она малоактивна. При этом поток нефти (газа) к несовершенной скважине на расстоянии, большем одного-двух значений продуктивной толщины от ее оси (внешняя зона), можно считать плоскорадиальным, где линии тока располагаются параллельно кровле и подошве пласта.

Внутренняя зона характеризуется пространственным притоком, где линии тока искривлены (рис. 11.1 б). В результате такого искривления линий тока появляется вертикальная составляющая скорости фильтрации, значение которой возрастает с приближением к оси скважины. Наличие вертикальной составляющей приводит к подтягиванию поверхности раздела вода-нефть или газ-нефть, а ее уменьшение, с увеличением расстояния от оси скважины, обусловливает образование конусообразной формы границы раздела. Конус подошвенной воды или газа в данном случае может находиться в статическом равновесии и не оказывать существенного влияния на приток нефти к скважине. Равновесие характеризуется предельным дебитом или депрессией, т. е. дебитом, превышение которого приводит к прорыву воды (газа) в скважину. В случае, если дебит скважины не превышает предельного значения, то прорыв воды (газа) произойдет лишь при достижении вершиной конуса интервала перфорации за счет общего поднятия ВНК или опускания ГНК вследствие истощения залежи. Величина предельного дебита зависит от физических свойств пласта и жидкостей и относительного вскрытия продуктивной части пласта. В пластах с малой проницаемостью вдоль напластования реализация предельных дебитов, ввиду их малости, экономически невыгодна. Экономически невыгодна эксплуатация скважин и с максимально возможным (потенциальным) дебитом, т. к. воды или верхний газ мгновенно прорываются в скважину и начинается совместный приток нефти и воды или нефти и газа. Очевидно, рабочие дебиты должны находиться в интервале от предельного до потенциального. Следовательно, такая скважина, будет характеризоваться временем безводной или безгазовой эксплуатации.

Изучение существующих работ, связанных с разработкой указанных залежей, показывает, что эта проблема находится в стадии интенсивного теоретического и промыслового исследования.