Для эффективной разработки подгазовой зоны (ПГЗ) нефтегазовых залежей (НГЗ) необходима надежная информация о содержании остаточной нефти в газонасыщенной части залежи. Идея о возможном насыщении порового пространства этой части пласта остаточной нефтью, впервые высказана А.Г. Дурмишьяном в начале60-х годов. Остаточная нефть в газонасыщенных частях пласта имеет важное значение не только при подсчете запасов или в определении коэффициентов газонасыщения, но и при эксплуатации НГЗ.

В последние годы остаточная нефть была зафиксирована в газонасыщенных зонах продуктивных пластов многих месторождений. Определению остаточной нефти в газовой части залежи AB₁ и АВ₂₊₃ Самотлорского месторождения с помощью геофизических методов посвящена работа [3]. Экспериментально изучено влияние погребенной нефти на нефтеотдачу смещенных оторочек.

В настоящей работе изучается влияние начальной нефтенасыщенности газовой части пласта (S^г_н.н) на коэффициент извлечения нефти (КИН) при различной системе заводнения НГЗ, так как в последнее время в практике разработки НГЗ все чаще в газонасыщенной ее части обнаруживается связанная нефть.

Расчетная схема исследуемого элемента с расположением нагнетательных и добывающих скважин представлена на рис. 1.

Исследования проводились без учета чисто нефтяной зоны, так как с одной стороны при разработке НГЗ потери нефти отмечаются только в газонасыщенной части пласта (в зависимости от S^г_н.н) за счет подъема и донасыщения нефтью. С другой стороны нефтяная оторочка ПГЗ (во всех случаях) непосредственно контактирует с газонасыщенной частью залежи. Поэтому неучет в исследованиях чисто нефтяной зоны не имеет принципиального значения и не влияет на качество процесса и полученные результаты.

Для оценки влияния вытеснения на эффективность процесса рассматривались две системы заводнения. В первой вода закачивается на внутренний контур, а отбор осуществляется на внешнем (традиционное барьерное заводнение) контуре газоносности – рис. 1 а. Во второй – наоборот, закачка производится с внешнего контура, а отбор осуществляется на внутреннем контуре газоносности – рис. 1 б. Добывающие и нагнетательные скважины во всех рассматриваемых случаях вскрывают пласты на всю толщину.

С целью оценки влияния S^г_н.н на характеристику вытеснения при разработке НГЗ заводнением, рассматривались четыре варианта с различными значениями этого параметра: в первом S^г_н.н=0, во втором =0,1, в третьем =0,2, в четвертом =0,3.

Результаты исследования показывают, что с увеличением S^г_н.н (рис. 1 а) уменьшается количество прорывающегося к добывающим скважинам газа. Например, при одном и том же значении КИН в различных вариантах получаются различные газовые факторы: при КИН 15 % газовый фактор в первом варианте Г_ф>=5189 м³/м³, во втором >=4000, в третьем =2500 и в четвертом = 1600. Это объясняется тем, что с увеличением S^г_н.н уменьшается относительная фазовая проницаемость для газа в этой части пласта, т. е. в четвертом варианте относительная фазовая проницаемость на 30 % ниже, чем в первом, а в нефтяной части пласта одинакова во всех вариантах.

Вторая система заводнения (рис. 1 б) имеет свои характерные особенности. Выяснилось, что перед фронтом вытеснения нефти и газа водой в НГЗ формируется “нефтяной вал”. До его подхода к добывающим скважинам через них отбирается только природный газ. С увеличением S^г_н.н сокращается время подхода этого вала к внутреннему контуру газоносности. Например, если в первом варианте “нефтяной вал” к внутреннему контуру газоносности подходит за три года, то в четвертом варианте эта величина сокращается в 2 раза.

Наиболее благоприятная характеристика вытеснения достигается, когда до начала разработки НГЗ в газонасыщенной части пласта имеется подвижная нефть. В этом случае остаточная нефтенасыщенность пласта S_н.о=0,22, a S^г_н.н достигает 30%. Вал гораздо быстрее доходит до кровли пласта, чем в предыдущих вариантах, и прорыв воды также замедляется до момента отбора основных запасов нефти. Газовый фактор сравнительно низкий. В отличие от предыдущих вариантов, здесь до момента подхода “нефтяного вала” из газовой части пласта отбирается часть подвижной нефти с повышенным газосодержанием за счет энергии газовой шапки.

Характеристики вытеснения (рис. 2) показывают, что при S^г_н.н<S_н.о заниженный КИН получается за счет потери нефти, что объясняется тем, что с увеличением S^г_н.н уменьшаются потери нефти, получаемые в результате внедрения ее в газонасыщенную часть пласта и донасыщения.

Результаты подтверждают, что при S^г_н.н-> ->0 значительная часть внедрившейся в газовую шапку нефти в конечном итоге остается невытесненной даже при закачке 2,5 поровых объемов воды.

Таким образом на основании проведенных гидродинамических исследований выяснено, что при разработке НГЗ с заводнением увеличение S^г_н.н влечет к уменьшению потерь нефти за счет ее подъема в газонасыщенную часть и донасыщения коллектора и тем самым способствует повышению конечного КИН во всех системах заводнения, особенно когда нагнетательный ряд размещается на внутреннем контуре газоносности.

1. Кац Р.М., Андриасов А.Р. Численное моделирование многофазной фильтрации с применением безитерационной расчетной схемы. М.– НТС ВНИИ.– Вып. 88.– 1984.– С. 92–99.
2. Курбанов А.К., Удумов Р.X. Вытеснение нефти водой из подгазовой зоны нефтегазовых залежей. / Нефтяное хозяйство.– 1987.– № 8.– С. 29–32.
3. Мухамедзянов Р.М., Григорьев С.И., Вайгель А.А. Анализ распределения нефтенасы-щенности газовых шапок пластов Самотлорского месторождения / Нефтепромысловое дело и транспорт нефти.– 1984.– № 7.– С. 4–6.
4. О содержании остаточной нефти в газонасыщенных зонах нефтегазовых месторождений Приобья / А.Г. Ковалев, В.В. Кузнецов, В.В. Покровский и др. // Нефтяное хозяйство.– 1986.– № 9.– С. 41–43.

1 – газ, 2 – нефть, 3 – соответственно нагнетательные и добывающие скважины, (угол наклона пласта a = 2,3°)

Рис. 2. Характеристики вытеснения при различной S^г_н.н

h_н – коэффициент нефтеизвлечения, %; V_з – величина закачки поровых объемов воды для систем: 1 – первой, 2 – второй. 1, 2, 3, 4 – соответствуют различным значениям S^г_н.н – 0; 0,1; 0.2; 0,3