О гидродинамическом механизме форсированного отбора жидкости как метода увеличения нефтеотдачи пластов

О гидродинамическом механизме форсированного отбора жидкости как метода увеличения нефтеотдачи

пластов

Куликов А.Н. fKulikov@ngt.ru) (1), Закиров В.Р. (2) ЗАО «УфаНИПИнефть»

В статье рассмотрены геологический, физический, физико-химический и гидродинамический аспекты механизма снижения обводненности продукции добывающих скважин водоплавающих залежей и водонефтяных зон при форсированном отборе жидкости. Для обоснования роли этих аспектов использованы результаты анализа фактических данных геолого-промысловых исследований таких скважин. Гидравлическим расчетом с применением закона Бернулли показана определяющая роль гидродинамического аспекта в механизме снижения обводненности продукции скважин при форсированном отборе жидкости.

Форсированный отбор жидкости (ФОЖ) является методом увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов, реализация которого осуществляется за счёт увеличения градиента давления в прискважинной зоне пласта. В результате проведения этого мероприятия зачастую снижается обводненность продукции скважин с высокой базовой обводненностью [1, 2]. Наиболее яркие результаты получены при анализе результатов ФОЖ на водоплавающих залежах.

Форсирование отборов на скважинах месторождений Западной Сибири выявило тенденцию снижения обводненности продукции в результате этого мероприятия на многих водоплавающих залежах, таких как объект АС5-6 Южно-Балыкского месторождения, объект БС12 Майского месторождения; объекты АС4 и БС6 Петелинского месторождения, объект БС11 Ефремовского месторождения, объект БС8 Кудринского месторождения, объекты БП9 и БП10-11 Тарасовского месторождения. На рис. 1 представлена динамика суммарных эксплуатационных показателей скважин объекта АС4 Петелинского месторождения, на которых было проведено форсирование отборов. На рис.

2 изображена динамика показателей эксплуатации форсированной скважины № 1046 объекта БП10-11 Тарасовского месторождения. Начало форсирования отборов на рисунках отмечено стрелкой. Обе динамики характеризуются снижением обводненности продукции с ростом среднего дебита жидкости. На рис. 2 отмечается и обратная закономерность -рост обводненности продукции при снижении дебита

жидкости.

Рис. 1. Динамика суммарных эксплуатационных показателей скважин объекта АС4 Петелинского месторождения, на которых проведен форсированный отбор жидкости: 1 - средняя обводненность продукции; 2 - средний дебит жидкости; 3 - средний дебит нефти.

Рис. 2. Динамика показателей эксплуатации скважины № 1046 объекта БП10-11 Тарасовского месторождения:

1 - обводненность продукции; 2 - дебит жидкости; 3 - дебит нефти; 4 - дебит воды.

Положительное влияние форсированного отбора жидкости на нефтеотдачу пласта в виде снижения средней обводненности продукции на водоплавающих залежах без объяснения механизма этого явления отмечается в работе [3]. В работе [4] показано, что форсированный отбор жидкости достаточно эффективен на водонефтяных зонах, где имеются выдержанные глинистые перемычки между разнонасыщенными частями продуктивного разреза. Выдержанность глинистых перемычек является условием проявления описанной закономерности и подразумевается ниже при использовании терминов водоплавающей залежи и водонефтяной зоны (ВНЗ).

Целью данной работы является объяснение данной закономерности и на основании этого уточнение механизма форсированного отбора жидкости как метода увеличения нефтеотдачи для условий водоплавающих залежей и водонефтяных зон.

Поставленная цель была достигнута путем анализа согласно РД 153-39.0-110-01 [5] фактических данных геолого-промысловых исследований скважин с форсированным отбором жидкости, эксплуатирующих водоплавающие залежи и водонефтяные зоны, оценки вклада гидродинамической и физической составляющих в механизме форсированного отбора жидкости как метода увеличения нефтеотдачи по результатам расчетов.

Анализ позволил также выявить описанную закономерность на искусственно созданных ВНЗ. Разработка залежи объекта БС6 Тепловского месторождения характеризуется относительно быстрым подъемом водонефтяного контакта, в результате чего образовалась обширная искусственно созданная ВНЗ. Анализ динамик обводнения форсированных скважин данного объекта позволил отметить, что большинство скважин, не имеющих безводного периода эксплуатации, реагируют на ФОЖ снижением обводненности (рис. 3). Выявлено, что в скважинах данного объекта рост обводненности в результате ФОЖ отмечается при удельной накопленной добыче нефти на момент мероприятия превышающей 12.5 тыс. т. на один метр толщины пласта. Для большинства скважин, у которых удельная накопленная добыча нефти на момент мероприятия ниже этого значения, в результате его проведения отмечается снижение обводненности.

Это объясняется выявленной обратной зависимостью эффективности форсированного отбора жидкости (ФОЖ) от текущей выработки запасов зоны дренирования скважины, которая также подтверждается на примере объекта АС10 Лянторского месторождения [6]. Эта закономерность обуславливает высокий геологический потенциал форсированного отбора жидкости как метода увеличения нефтеотдачи на водоплавающих залежах благодаря обычно низкой выработке запасов данного типа залежей и благодаря наличию значительных остаточных запасов нефти при высокой обводненности продукции.

Рис. 3. Динамика показателей эксплуатации скважины № 1252 объекта БС6 Тепловского месторождения:

1 - обводненность продукции; 2 - дебит жидкости; 3 - дебит нефти.

Ряд авторов связывает положительное влияние форсированного отбора жидкости на нефтеотдачу пластов с увеличением коэффициента вытеснения нефти водой благодаря действию следующих факторов [7]:

• в гидрофильных коллекторах при увеличении скорости потока происходит вовлечение в разработку капиллярно защемленной нефти;

• в гидрофобных коллекторах в результате увеличения отборов жидкости происходит более эффективный доотмыв пленочно-связанной нефти.

Это объяснение не раскрывает многих вопросов. Общеизвестно, что радиус воронки депрессии на пласт ограничивается несколькими метрами или десятками метров. Соответственно наибольшее увеличение депрессии на пласт происходит в этой относительно небольшой зоне, запасы которой не обеспечивают фактических объемов прироста нефтеотдачи в результате ФОЖ. Что касается основной части пласта, то возникающие при разработке нефтяных месторождений силы, воздействующие на плёночную нефть при установлении форсированного режима эксплуатации, на порядок меньше тех, которые действуют между плёночной нефтью и поверхностью породы.

Анализируемую закономерность также можно объяснить влиянием отложений твердых углеводородов в призабойной зоне нефтенасыщенных пропластков. При истечении пластовой нефти из пласта в скважину в результате резкого снижения давления в перфорационных каналах, особенно при снижении ниже давления насыщения, там откладываются твердые компоненты нефти: парафины, смолы, асфальтены. В результате этого в нефтенасыщенных пропластках увеличивается скин-фактор. В перфорационных каналах водонасыщенных пропластков при тех же условиях откладываются соли. Общеизвестно, что механическая прочность солевых отложений значительно выше, чем у парафино-смолистых [8], поэтому увеличение депрессии на пласт приводит к более быстрому разрушению углеводородных отложений и снижению скин-фактора в нефтенасыщенных пропластках. При всей логичности данное объяснение не объясняет некоторых фактов, в частности качественную обратимость реакции скважины на изменение отборов, заключающуюся в увеличении обводненности продукции при снижении дебита жидкости (рис. 2). Кроме того, сказанное не объясняет тенденцию наиболее ярких положительных результатов ФОЖ на водоплавающих залежах.

Характер динамик обводнения форсированных скважин и результаты факторного анализа позволили сделать предположение о гидродинамической природе этой закономерности. Так анализ динамик обводнения скважин объекта БП10-11 Тарасовского месторождения показал, что большинство скважин, реагирующих на увеличение дебита жидкости ростом обводненности, расположены в зонах с повышенным пластовым давлением. С другой стороны большинство скважин, расположенных в зонах со сниженным пластовым давлением, реагируют на увеличение отборов снижением обводненности. Это объясняется достаточно легко.

Объект БП10-11 Тарасовского месторождения представляет идеальный случай для изучения механизма описанного явления. Он состоит из двух пластов БС10 и БС11, разделенных выдержанным непроницаемым разделом. Нижний пласт БС11 изначально водонасыщен, а разрабатываемый пласт БС10 в разрезе большинства добывающих скважин нефтенасыщен и изначально и на момент ФОЖ. Последнее объясняется низкой выработкой запасов и низким пластовым давлением, что обуславливает удаленность фронта закачиваемой воды.

Обозначим базовые забойное давление, дебит жидкости и обводненность продукции скважины, выраженную в долях единицы, соответственно Рзаб1, и р1. Давление в водонасыщенной части продуктивного разреза скважины равно начальному Рнач, а в нефтенасыщенной - текущему пластовому Ртек. Тогда базовые депрессии на нефтенасыщенную и водонасыщенную части разреза равны соответственно:

н1 ~ ртек — Рзаб 1;

^рв1 = Рнач — Р заб 1.

Пусть в результате ФОЖ забойное давление уменьшилось до Рзаб2. Тогда значения кратности увеличения депрессии на нефтенасыщенную и водонасыщенную части разреза будут равны соответственно: Р - Р

Рн = РТЕК—;

Р ' = ' нач - заб 2

в Р - Р ^

1 нач 1 заб 1

Количественные оценки показывают, что при значениях начального и текущего пластового давления соответственно 25.8 и 24.0 МПа и при снижении забойного давления в результате ФОЖ от 16.0 до 14.4 МПа значения кратности прироста депрессии на нефтенасыщенную и водонасыщенную части разреза составляют соответственно 1.4 и 1.16. Более высокий прирост депрессии в нефтенасыщенной части разреза обуславливает

Р тек -Р 1 заб 2

Р тек - Р заб 1

Р нач - Р 1 заб 2

Р нач - Р заб 1

и более высокий прирост притока нефти по сравнению с приростом притока воды, что и приводит к снижению обводненности. Тогда формулы для определения новых значений дебита нефти, воды и обводненности продукции после прироста депрессий, согласно формулам (3) и (4), примут следующий вид:

Ян 2 = 01 -

^ 2 = 01 в - РВ;

в = 0 в 2 =_в1 - Рв__

2 ( н 2 + 0 в 2 ) (1 -в )• Р'н+в1 - Р'В'

Формула для определения величины снижения обводненности при ФОЖ, связанной с неравномерностью распределения давления по разрезу, будет выглядеть следующим образом:

( Р' Л

Расчеты показывают, что при указанном энергетическом состоянии пласта в результате указанного снижения забойного давления обводненность продукции скважины при базовом ее значении 50 % снизится на 4.6 %, а при базовом значении 80 % - на 3.1 %. Из динамик, приведенных на рис. 1, рис. 2 и рис. 3, видно, что величина фактического снижения обводненности продукции скважин в результате ФОЖ значительно выше. При этом дебит воды вырастает лишь в первое время после ФОЖ (рис. 2), а во многих случаях прирост дебита воды отсутствует, в то время как, согласно формулам (4) и (6), дебит воды при ФОЖ обязательно должен увеличиватся. Помимо этого, многие скважины, отреагировавшие на ФОЖ снижением обводненности, расположены в зонах повышенного пластового давления. Как видим, рассмотренная простейшая гидродинамическая модель, действующая только в случае сниженния пластового давления, не описывает всех процессов, приводящих к снижению обводненности в результате ФОЖ в условиях водоплавающей залежи.

Ниже на обсуждение представляется механизм, способный дать объяснение рассматриваемому явлению в более широком интервале условий. На рис. 4 (позиция а) представлена схема потоков жидкости в стволе добывающей скважины в пределах интервала перфорации (вскрытия). Схема характеризует период эксплуатации скважины, когда при наличии заметных остаточных запасов нефти нижние отверстия перфорации начинают работать водой. Это может произойти в результате подъема ВНК, прорыва

закачиваемой воды по нижним пропласткам, или в результате подъема нижних вод по негерметичностям в цементном кольце. Потоки воды и нефти обозначены стрелками.

а) б) в)

Рис. 4. Схема потоков жидкости в интервале перфорации добывающей скважины (а), эпюры распределения средней скорости вертикального потока и динамического давления по высоте интервала перфорации (б) и эпюра распределения скорости при снижении забойного давления ниже давления насыщения нефти газом (в) для условий водоплавающей залежи.

Предполагается, что приток из пласта распределен равномерно по всей высоте интервала вскрытия, а значения пластового давления в нефтенасыщенной и водонасыщенной частях продуктивного разреза равны. Конфигурация потоков в рассматриваемом случае характеризуется следующими особенностями. Каждое отверстие перфорации является источником самостоятельной струи жидкости. Количество струй в потоке по мере его восхождения снизу вверх увеличивается. При этом увеличивается общий расход, что при постоянстве площади сечения колонны приводит к увеличению средней скорости общего потока:

V = 0,

р'

где 0 - суммарный расход жидкости через данное сечение интервала вскрытия; Б -площадь внутреннего сечения скважины в интервале вскрытия.

Схематическая эпюра распределения средней вертикальной скорости по высоте интервала вскрытия представлена на рис. 4 (позиция б). Согласно закону Бернулли для общего потока и для каждой отдельной струи выполняется закон сохранения энергии, задаваемый формулой:

P V2

Z + — + — = Const,

Pg 2 g

где Z - высота данного сечения относительно условного уровня; P - давление; р -плотность жидкости; g - ускорение свободного падения; V - скорость потока.

Струя добываемой жидкости, истекающая из нижнего отверстия, в ходе подъема вверх испытывает сужение сечения и рост скорости. Поскольку интервал вскрытия скважины значительно меньше ее общей глубины, потерями давления из-за гидросопротивлений пренебрежем. Тогда для двух сечений, пересекающих ствол скважины в пределах интервала вскрытия, выполняется следующее:

Pi , Vl2 = . , P2 , V22

Z1 + = Z2 +

Pg 2g Pg 2g

или в преобразованном виде:

Pi -P2 =P-1 2 ' ' + Pg

Как видим из формулы, увеличение скорости потока при движении снизу вверх сопровождается снижением динамического давления. Схематическая эпюра распределения динамического давления по высоте интервала вскрытия представлена на рис. 4 (позиция б). Для дальнейшего анализа упростим условия.

Пусть первое сечение проходит через нижнее отверстие перфорации, в котором скорость общего восходящего потока пренебрежительно мала и для упрощения может быть приравнена к нулю. Поэтому, согласно закону Бернулли, динамическое давление в этом сечении равно статическому забойному: Р1 = Рн.д дин = Рн.д.ст

Второе сечение проведем через верхнее отверстие перфорации, где скорость восходящего потока приблизительно равна средней скорости в колонне выше интервала вскрытия Уср. Динамическое давление в данном сечении обозначим: Р2 = Р в.д дин.

Статическое забойное давление в данном сечении, рассчитанное без учета влияния скорости, равно забойному давлению в нижнем сечении минус давление столба жидкости в пределах интервала вскрытия:

Рсвтд. = Рн.д.-Р- Е-Н и.п,

где Н и. п. - высота интервала перфорации.

Тогда формула (12) с учетом формулы (13) перепишется следующим образом:

рст р дин = р • Vср

р вд. - р в. д. - 2 .

В результате получаем, что степень снижения давления в верхнем сечении интервала перфорации пропорциональна квадрату скорости потока, или, учитывая формулу (9), квадрату дебита жидкости. Например, при трехкратном увеличении дебита жидкости происходит девятикратный прирост дополнительной депрессии на кровельную часть пласта. Кроме того, из формулы следует, что прирост депрессии тем выше, чем выше плотность омывающей жидкости. Относительно высокая плотность поступающей из нижних отверстий попутной воды и квадратичный прирост дополнительной депрессии в верхнем сечении интервала вскрытия при увеличении дебита жидкости являются основой гидродинамического механизма, который при соблюдении вышеописанных условий приводит к увеличению доли нефти в продукции.

Другой особенностью потока жидкости в пределах интервала вскрытия является его сложность, заключающаяся в совмещении радиального центростремительного потока, начинающегося от отверстий перфорации, с вертикальным, развивающимся во внутренней полости скважины. При этом первый преобразуется во второй. Учитывая это, а также то, что даже при обычном ламинарном потоке в трубе отношение максимальной скорости в центре сечения к средней равно двум, можно сделать предположение, что в рассматриваемом случае эта величина должен быть значительно выше. Назовем эту величину коэффициентом неоднородности потока, которая рассчитывается по формуле:

К - ,

V

у ср

где Умах - максимальная скорость в центре сечения потока.

Выразим максимальную скорость в центре сечения через среднюю и через коэффициент неоднородности:

Vmax = vср • k .

Используя это выражение с помощью формулы (14) получаем формулу для расчета максимального разряжения в центре верхнего сечения интервала перфорации:

д р мах = р • V max = р 'V ср 'K

1аг дин 0 0 • v1^

Таким образом, благодаря неоднородности распределения скоростей по высоте и по сечению интервала вскрытия в центре его верхнего сечения образуется дополнительное разряжение, пропорциональное плотности омывающей жидкости, квадрату средней скорости потока (дебита жидкости) и квадрату коэффициента неоднородности потока, оценка фактического значения которого приводится ниже.

Предварительные оценки фактических значений скоростей потока в верхнем сечении интервала вскрытия и в отверстиях перфорации реальной скважины показывают, что они располагаются в области ламинарного течения с большим запасом до числа Рейнольдса. Это позволяет упростить схему потоков. В первом приближении интервал перфорации представим открытым стволом, обеспечивающим сплошной приток добываемой жидкости из стенок породы. В случае вскрытия пласта перфоратором данному упрощению наиболее соответствуют результаты двух - трехкратного применения кумулятивного перфоратора ПК-105, в котором заряды расположены на спирали по 4 на каждом витке. Расстояние между витками составляет 0.1 м, каждое отверстие перфорации имеет диаметр 0.015 м.

Для качественного представления конфигурации потоков в интервале вскрытия использован аналог из классических примеров гидродинамики - истечение жидкости из резервуара через внешний цилиндрический насадок [9]. Аналогом резервуара в данном рассмотрении является сумма объемов порового пространства пласта, трещин ГРП, каналов перфорации и собственно полости скважины в пределах интервала вскрытия. Аналогом цилиндрического насадка является участок скважины от интервала вскрытия до погружного насоса. Уровень жидкости в резервуаре моделируется пластовым давлением, падение давления до атмосферного на конце насадка - снижением давления во всасывающем канале насоса.

Согласно законам гидродинамики [9] при истечении жидкости из резервуара через внешний цилиндрический насадок у входа в последней отмечается сужение потока до диаметра, составляющего около 0.8 от внутреннего диаметра насадка. Конфигурация потоков на входе из резервуара в насадок веерообразная. На рис.5 (позиция а) представлена схема потоков внутри интервала вскрытия скважины, построенная согласно описанному аналогу. В ходе преобразования движения от радиального к вертикальному

каждый элемент потока испытывает одновременно радиальное и вертикальное перемещение, сужаясь как по радиусу, так и по толщине сечения Б (рис. 5), в результате чего увеличивается его скорость. Разобьем процесс преобразования потоков на две фазы: первая - смена радиального направления движения элемента потока на вертикальный, вторая - дальнейший вертикальный поток в пределах интервала вскрытия. При этом сначала сделаем допущение, что на первой фазе в ходе поворота каждого элемента от радиального направления к вертикальному ширина его сечения Б не изменяется.

а) б)

Рис. 5. Схема преобразования потоков жидкости в полости интервала вскрытия добывающей скважины (а) и преобразования скоростей (б).

На рис .5 (позиция б) представлена схема преобразования направления и скорости элемента потока, истекающего из ьго сечения интервала вскрытия на первой фазе при принятом допущении. Из нее видно, что в ходе радиального перемещения ьго элемента потока от радиуса Я1 до радиуса Я2 при условии постоянства ширины сечения Б = = Б2 скорость увеличивается от значения Уг1 до значения Vz. Простейшие выкладки показывают, что при допущении идеальных свойств жидкости значение скорости Vz на радиусе Я2, равно значению Уг2, которое ьй элемент имел бы при чисто радиальном потоке на том же радиусе Я2 (рис. 5). Следовательно, распределение вертикальной скорости преобразованного потока по радиусу подчиняется тому же закону, которому

подчинялось бы распределение радиальных скоростей при чисто радиальном потоке в тех же условиях.

Теперь, снимая принятое выше допущение, считаем, что при повороте элементов потока от радиального движения к вертикальному, сужение сечений происходит согласно законам физики пропорционально их площади. Это приводит к пропорциональному увеличению скоростей с сохранением закона их распределения. Аналогично принимая во внимание пропорциональное сужений площадей сечений элементов потока на фазе вертикального подъема, приходим к выводу о сохранении вышеописанного закона распределения скоростей на уровне верхнего сечения интервала вскрытия.

Расчеты показывают, что при значении внутреннего диаметра скважины в интервале вскрытия 0.12 м и при значении минимального диаметра элемента потока в центре сечения 0.03 м, соответствующем сумме площадей сечений четырех отверстий перфорации, неоднородность преобразованного таким образом потока составляет около 30-ти.

Количественные оценки с помощью формулы (17) показывают, что при увеличении дебита скважины со 100 м3/сут до 300 м3/сут, диаметре восходящего потока в интервале вскрытия 0.12 м, плотности попутной воды 1100 кг/м3, при указанном значении неоднородности потока и при учете сужения потока на выходе из интервала вскрытия, величина дополнительной депрессии в центре потока на уровне верхнего отверстия перфорации составляет около 0.08 МПа.

Полученное значение разряжения в центре верхнего сечения интервала вскрытия в сравнении с существующими депрессиями на пласт следует признать незначительным, что объясняется не учетом других усиливающих факторов. Вместе с тем, рассмотренный гидродинамический эффект может стать зародышем или схемой механизма, приводящего в действие другие усиливающие факторы.

На наш взгляд основным фактором, усиливающим действие рассмотренного гидродинамического эффекта, является энергия растворенного газа, выделяющегося при снижении забойного давления ниже давления насыщения нефти газом. Выделение пузырьков газа в забойных условиях из добываемой нефти при установлении забойного давления ниже давления насыщения приводит к увеличению объемной скорости потока. Это в свою очередь приводит к дальнейшему снижению динамического давления напротив кровли нефтенасыщенной части пласта и увеличению притока нефти.

На рис. 4 (позиция в) представлена схематическая эпюра распределения средней объемной скорости по высоте интервала вскрытия скважины с учетом выделения свободного газа. Из эпюры видно, что при снижении забойного давления ниже давления

насыщения дополнительно к равномерному по всему интервалу вскрытия увеличению вертикальной скорости потока жидкости, пропорциональному увеличению депрессии на пласт, в верхней его части отмечается усиление объемной скорости за счет выделения свободного газа. Кроме того, скорость потока в верхней части интервала вскрытия увеличивается благодаря архимедовой силе, действующей на пузырьки выделившегося из нефти газа. Наибольшее увеличение объемной скорости вертикального потока отмечается в том же верхнем сечении интервала вскрытия благодаря наибольшему содержанию нефти в добываемой продукции. Это приводит к тому, что наибольшее дополнительное разряжение давления и наибольший дополнительный приток из пласта имеет место в нефтенасыщенной прикровельной части, что заметно усиливает гидродинамический механизм снижения обводненности при ФОЖ в условиях водоплавающей залежи.

Для оценки значимости данного фактора проведен расчет разгазирования нефти объекта БП10-11 Тарасовского месторождения при снижении забойного давления до значений, составляющих 0.6 и 0.5 от давления насыщения пластовой нефти газом (18 МПа), что по условиям работоспособности современных насосов допустимо при высокой обводненности продукции. В расчете были учтены фактические показатели пластовой температуры (86 0С), газового фактора пластовой нефти (180 м3/т), растворимости газа в пластовой нефти, коэффициента сжимаемости попутного газа в забойных условиях и объемного коэффициент нефти. Расчеты показали, что при снижении забойного давления до значений 10.8 МПа и 9.0 МПа. из каждого кубического метра пластовой нефти в забойных условиях выделяются соответственно 0.86 и 1.2 м3 свободного газа, за счет чего нефть теряет соответственно 17 и 20 % своего объема. Общий объем добываемой продукции из нефтенасыщенных интервалов при этом увеличивается соответственно в 1.7 и в 2 раза, что при обводненности продукции 70 % дополнительно увеличивает объемный дебит скважины и скорость вертикального потока в забойных условиях в 1.2 и 1.3 раза. С учетом данного эффекта расчетное снижение давления в полюсе разряжения согласно формуле (17) составило 0.12 МПа.

Выделившиеся в призабойной зоне пласта, в канале и отверстиях перфорации пузырьки газа при входе в полость скважины испытывают воздействие направленной вверх силы Архимеда и центростремительной силы инерции потока. В силу низкой плотности газа наибольшее влияние оказывает сила Архимеда, благодаря чему между стенками обсадной колонны скважины и основным потоком жидкости образуется скопление газовых пузырьков, которые играют роль «газового подшипника» [10], снижающего гидросопротивления на участке потока в пределах нефтенасыщенной части

разреза. Это приводит к дополнительному увеличению скорости потока и, соответственно, к снижению давления.

Таким образом, энергия растворенного газа усиливает полюс разряжения в центре верхнего сечения интервала вскрытия. Этот фактор, который можно условно назвать физическим, требует специальных исследований, однако практика нефтедобычи показывает его высокий энергетический потенциал.

Проведенные расчеты для указанных условий показали принципиальную возможность развития процессов по описанному сценарию, в результате чего снижается обводненность добываемой продукции. Возможность эта обуславливается действием следующих факторов:

• квадратичной зависимостью степени снижения динамического давления в центре верхнего сечения интервала вскрытия от дебита жидкости;

• полутора - двукратным увеличением объемной скорости добываемой продукции в забойных условиях из-за частичного разгазирования пластовой нефти;

• развитием описанных процессов в верхней части интервала вскрытия напротив нефтенасыщенных интервалов, в результате чего депрессия увеличивается именно на эти интервалы, а дополнительный приток из пласта происходит за счет нефти.

Проведенный анализ позволяет сделать выводы о том, что механизм снижения обводненности продукции скважин при форсированном отборе жидкости на водоплавающих залежах сложен и включает несколько факторов:

• геологический - высокие остаточные запасы нефти в условиях водоплавающих залежей;

• гидродинамический - снижение давления потока в центре его сечения на уровне верхних отверстий перфорации, квадратично усиливающееся при увеличении дебита скважины, а также влияние снижения пластового давления;

• физический - проявление энергии растворенного газа при снижении давления ниже давления насыщения нефти газом;

• физико-химический - вынос отложений твердых углеводородов из призабойной зоны нефтенасыщенных интервалов в результате увеличения депрессии на пласт.

В сложном комплексе явлений, составляющих механизм форсированного отбора жидкости, как метода увеличения нефтеотдачи пластов, каждый фактор выполняет определенную функцию. Геологический фактор обуславливает высокий потенциал данного мероприятия в указанных условиях. Гидродинамический фактор составляет

основу механизма. Физический фактор играет роль акселератора гидродинамического механизма, использующего энергию растворенного газа. Физико-химический фактор усиливает воздействие рассмотренного механизма снижением скин-фактора в нефтенасыщенной части пласта при увеличении депрессии.

Обязательным условием проявления данного механизма в условиях водоплавающей залежи или ВНЗ является наличие выдержанного непроницаемого раздела между водонасыщенной и нефтенасыщенной частями продуктивного разреза, тормозящего образование конусов водонасыщенности.

ЛИТЕРАТУРА

1. Овнатанов С. Т., Карапетов К. А. Форсированный отбор жидкости. - М.: Недра, 1967. - 132 с.

2. Горбатова А.Н., Ковалев В.С., Шарапова А.Ф. Влияние темпа отбора жидкости на динамику обводнения залежей высоковязких нефтей (на примере пласта Б2 Радаевского месторождения). - Тр. Гипровостокнефть. - 1976. - Вып.27. - С. 42-47.

3. Абызбаев И.И., Леви Б.И. Повышение эффективности разработки водонефтяных зон месторождений Башкирии. - Уфа: Башкирское книжное издательство, 1978. - 70 с.

4. Исайчев В.В., Казаков В.А., Андреев В.Л. Эффективность форсированного отбора жидкости из скважин горизонта АВ4-5 Самотлорского месторождения. // Нефтяное хозяйство. - 1994. - № 1. - С. 75-78.

5. Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39.0-110-01. - М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2002. - 59 с.

6. Мосунов А.Ю., Сонич В.П., Черемисин Н.А. и др. Условия успешного применения форсированного отбора жидкости на месторождениях Западной Сибири // М.: Труды Международного технологического симпозиума «Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений», 2004. - 425 с.

7. Черемисин Н.А., Сонич В.П., Батурин Ю.Е. и др. Условия формирования остаточной нефтенасыщенности в полимиктовых коллекторах при их заводнении // Нефтяное хозяйство. - 1997. №9. С. 40-45.

8. Мархасин И. Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта.- М.: Недра, 1977. - 214 с.

9. Рабинович Е.З. Гидравлика. - М.: Недра, 1973. - 296 с.

10. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Этюды о моделировании сложных систем нефтедобычи. Нелинейность, неравновесность, неоднородность. - Уфа: Гилем, 1999. - 462 с.