Область применения определения анизатропии методом взаимовлияния скважин

Для нефтяных компаний, которые широко применяют метод заводнения для извлечения запасов углеводородов, неизменно важным представляется решение следующих задач: повышение эффективности закачки воды в пласт; сокращение объемов попутно добываемой воды; снижение операционных затрат и себестоимости нефтедобычи; наращивание объемов добычи нефти. Актуальность проблем увеличивается, когда речь идет об оптимизации разработки залежей нефти с плохо регулируемыми площадными системами или очаговым заводнением. Именно для таких месторождений характерны низкая нефтеотдача и высокие темпы обводнения продукции. В этих условиях сложно прогнозировать результаты работ по оптимизации закачки воды, воздействуя на отдельную скважину, которая подвержена влиянию окружающих, и, тем более, невозможно решение главной задачи производства – минимизации операционных затрат и увеличения добычи нефти. Решением вопроса является совершенствование процесса заводнения на основе управления режимами работы скважин [1, 4].

Нефтяные залежи, приуроченные к терригенным и карбонатным коллекторам, занимают достаточно обширные площади. Площадь нефтеносности может изменяться от нескольких квадратных километров до десятков, сотен и даже тысяч квадратных километров. Толщина продуктивных отложений может варьировать от нескольких метров до десятков метров. В результате нефтяная залежь или месторождение образуют в толще осадочных пород тело, в котором объемы продуктивных нефтеносных отложений измеряются миллионами и миллиардами кубических метров [2, 3].

Как правило, при расчленении и корреляции геологического разреза определенный комплекс пород, к которому приурочены продуктивные отложения, выделяется в самостоятельную стратиграфическую единицу, именуемую горизонтом.

Таким образом, продуктивный горизонт слагается из нескольких пластов различного литологического состава. Отмеченное различие является очень важным при изучении вопросов неоднородности продуктивных пластов, и об этом различии всегда следует помнить.

Как уже отмечалось, продуктивный горизонт может включать в себя породы различного литологического состава. Это означает, что в случае терригенных коллекторов продуктивный пласт может состоять из песчаников, аргиллитов, глин, алевролитов, углистых сланцев, мергелей и т.д. Все перечисленные породы по своей внутренней структуре также могут изменяться в пределах объема продуктивной залежи. Например, минералогический состав, фракционный состав, глинистость и карбонат-ность песчаников и других пород могут варьировать в очень широких пределах. Сами породы, слагающие горизонт, довольно часто переслаиваются между собой, выклиниваются, замещаются, образуя довольно сложную картину геологического строения залежи. Нефтеносные породы, входящие в состав продуктивного горизонта, в свою очередь характеризуются непостоянством коллекторских свойств. Пористость, проницаемость, начальная нефтенасыщенность, сжимаемость, эффективная толщина пласта и другие параметры изменяются в очень широких пределах. Поэтому по коллекторским свойствам нефтеносные породы можно отнести к категории анизотропных сред. В физике анизотропными называются такие тела, физические свойства которых изменяются в различных направлениях. Тогда продуктивный горизонт можно рассматривать как физическую анизотропную систему.

Довольно часто в специальной литературе и в проектах разработки делаются оговорки о том, что те или иные расчеты проведены с учетом неоднородности пласта [1, 2 и др.]. При этом специально не оговаривается, какой конкретно вид неоднородности учитывается, и не дается обоснование учета данного вида неоднородности, исходя из постановки задач. В подобных случаях правомерность учета неоднородности и получаемые результаты могут оказаться сомнительными.

Следует выделить два типа неоднородности продуктивного пласта на основе использования геологического и физико-гидродинамического признаков:

• 1)    литолого-фациальная неоднородность продуктивного горизонта;

• 2)    неоднородность по физическим (коллекторским) свойствам продуктивного пласта. Более детальное изучение литолого-фациальной неоднородности позволяет выделить следующие разновидности: минералогическую неоднородность пород, слагающих продуктивный горизонт; гранулометрическую (агрегативную) неоднородность; неоднородность по толщине горизонта в целом и неоднородность по толщине пластов, входящих в состав горизонта. Для более детального изучения неоднородности по коллекторским свойствам необходимо выделить следующие виды неоднородности пластов-коллекторов: по проницаемости; по пористости; по распределению остаточной водонасыщенно-сти; параметрическую неоднородность, или микронеоднородность. Использование в гидродинамических расчетах производных параметров, образующихся за счет одновременного учета геологофизических свойств пласта, приводит к необходимости выделения дополнительных видов неоднородности: по проводимости пласта; по гидропроводности пласта; по коэффициенту продуктивности и т.д. В гидродинамических расчетах реальную залежь приходится заменять расчетной схемой или моделью. В связи с этим для обоих типов неоднородности следует выделить еще три очень важных вида неоднородности:

• 1)    послойную неоднородность горизонта (пласта), в том числе с наличием гидродинамической связи и ее отсутствием между отдельными пропластками;

• 2)    зональную (площадную) неоднородность горизонта (пласта);

• 3)    пространственную (объемную) неоднородность горизонта (пласта).

Неоднородность, определяемая методом взаимовлияния скважин, является площадной.

Зональная неоднородность продуктивного пласта по проницаемости также является следствием процесса седиментации. Ранее указывалось, что проницаемость пород по вертикальному разрезу пласта в каждой скважине изменяется. При этом какие-либо закономерности в изменениях значений проницаемости по разрезу скважины отсутствуют. Если теперь усредним значения проницаемости по разрезу скважин, то получим для каждой скважины какое-то свое значение проницаемости, усредненное по толщине пласта. В результате на площади залежи получим несколько средних по толщине пласта значений проницаемости, отнесенных к местоположению каждой скважины. С увеличением числа скважин на площади залежи увеличивается и число значений проницаемости. Полученная таким образом изменчивость усредненных значений по площади залежи будет характеризовать зональную неоднородность. Исходя из приведенных соображений было уточнено определение зональной неоднородности продуктивных пластов нефтяных месторождений. Под зональной неоднородностью пласта по проницаемости по К.Я. Коробову следует понимать изменение по площади залежи усредненных по толщине слоя значений коэффициентов проницаемостей.

Таким образом, при водонапорном режиме конечный коэффициент нефтеотдачи зависит от большого количества факторов. Основные параметры, определяющие величину конечной нефтеотдачи, делятся на четыре группы:

• 1)    коллекторские свойства пласта и нефтеотмывающие свойства закачиваемой воды, характеризующиеся коэффициентом вытеснения;

• 2)    макронеоднородность пласта по коллекторским свойствам и соотношение вязкости нефти и воды, характеризующиеся коэффициентом охвата;

• 3)    линзовидность и прерывистость пласта, характеризующаяся коэффициентом сетки скважин; размеры водонефтяных зон, соотношение нефтенасыщенной и водонасыщенной толщин, характеризующиеся коэффициентом геометрической эффективности вытеснения нефти водой.