Виды заводнения нефтяных месторождений. Основные виды заводнения скважин

Виды заводнения нефтяных залежей

Законтурное заводнение

Рисунок 2.1 – Схема закономерного заводнения:

1 - добывающие скважины;2 - нагнетательные скважины

Скважины располагают в законтурной водоносной части пласта (рисунок 2.1). Применение законтурной системы разработки возможно тогда, когда водонефтяной контакт при достижимых перепадах давления может перемещаться. Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности. Линия нагнетания располагается примерно в 300-800 м от контура нефтеносности для создания более равномерного воздействия на него, предупреждения образования языков обводнения и локальных

Законтурное заводнение целесообразно:

При хорошей гидродинамической связи нефтеносного пласта с областью размещения нагнетательных скважин;

при сравнительно малых размерах залежи нефти, когда отношение площади залежи к периметру контура нефтеносности составляет 1,5-1,75 км. При больших значениях создаваемое давление в законтурной части практически не оказывает влияние на пластовое давление в центре залежи, в результате там наблюдается быстрое падение пластового давления;

При однородном пласте с хорошими коллекторскими свойствами как по толщине пласта, так и по площади.

Законтурное заводнение имеет и недостатки. К их числу можно отнести следующие:

1. повышенный расход энергии (дополнительные затраты мощностей насосных установок) на извлечение нефти, так как нагнетаемой воде приходится преодолевать фильтрационное сопротивление зоны пласта между контуром нефтеносности и линией нагнетательных скважин;

2. замедленное воздействие на залежь из-за удаленности линии
нагнетания;

3. повышенный расход воды вследствие ее оттока во внешнюю
область пласта за пределы линии нагнетания;

Приконтурное заводнение

В отличии от законтурного заводнения нагнетательные скважины располагают прямо на контуре нефтеносности.

Приконтурное применяется:

При ухудшенной гидродинамической связи пласта с внешней
областью;

Для интенсификации процесса эксплуатации, так как
фильтрационные сопротивления между линиями нагнетания и отбора
уменьшаются за счет их сближения.

Однако вероятность образования языков обводнения и прорыва воды к отдельным скважинам эксплуатационных рядов увеличивается. С этим связаны возможные потери нефти вследствие образования зон не охваченных воздействием между нагнетательными скважинами. Нефть из этих зон может быть вытеснена только при тщательном регулировании процесса разработки, включая бурение дополнительных скважин.

С энергетической точки зрения приконтурное заводнение более экономично, хотя при хорошей гидропроводности внешней области потери нагнетаемой воды неизбежны.

Внутриконтурное заводнение.

Применяют в основном при разработке нефтяных залежей с очень большими площадными размерами. Внутриконтурное заводнение не отрицает законтурное заводнение, а в необходимых случаях внутриконтурное заводнение сочетается законтурным.

Расчленение нефтеносной площади на несколько площадей (обычно шириной 4-5 км, а при слабопроницаемых коллекторах -3-3,5 км) путем внутриконтурного заводнения позволяет ввести всю нефтеносную площадь в эффективную разработку одновременно.

Для полноценного разрезания нефтеносной площади нагнетательные скважины располагают рядами. При закачке в них воды по линиям рядов нагнетательных скважин образуется зона повышенного давления, которая препятствует перетокам нефти из одной площади в другую. По мере закачки очаги воды, сформировавшиеся вокруг каждой нагнетательной скважины увеличиваются в размерах и, наконец, сливаются, образуя единый фронт воды, продвижение которого можно регулировать так же, как и при законтурном заводнении. С целью ускорения образования единого фронта воды по линии ряда нагнетательных скважин, освоение скважин под нагнетание в ряду осуществляют «через одну». В промежутках проектные водонагнетательные скважины вводят в эксплуатацию как нефтедобывающие, осуществляя в них форсированный отбор. По мере появления в «промежуточных» скважинах закачиваемой воды, они переводятся под нагнетание воды.

Рисунок 2.2 – Схемы внутриконтурного заводнения.

1 - нагнетательные скважины; 2- добывающие скважины

а) с разрезанием залежи; б) осевое

Добывающие скважины располагают рядами параллельно рядам водонагнетательных скважин. Расстояние между рядами нефтедобывающих скважин и между скважинами в ряду выбирают, основываясь на гидродинамических расчетах, с учетом особенностей геологического строения и физической характеристики коллекторов на данной разрабатываемой площади.

Большое преимущество системы внутриконтурного заводнения - возможность начинать разработку с любой площади и, в частности, вводить в разработку в первую очередь площади с лучшими геолого-эксплуатационными характеристиками, наибольшей плотностью запасов с высокими дебитами скважин.

В практике применяют следующие виды внутриконтурного заводнения.

Осевое, когда нагнетательные скважины разрезают залежь по оси складки (рисунок 2.2). Применяется для спокойных пологозалегающих антиклинальных складок. В этом случае представляется возможность вместо нескольких линий нагнетания иметь одну.

Очаговое, когда воздействию заводнения подвергаются отдельные участки залежи (рисунок 2.3).

Рисунок 2.3 – Схема очагового заводнения в сочетании с законтурным.

1 - добывающие скважины; 2 - нагнетательные скважины

Очаговое заводнение целесообразно на средних и поздних стадиях эксплуатации залежи, когда решаются вопросы довыработки запасов нефти из неохваченных основным процессом разработки пропластков, целиков и тупиковых зон. Как правило, при очаговом заводнении используют под нагнетание добывающие скважины, расположенные рационально по отношению к окружающим добывающим скважинам и в зоне пласта с повышенной проницаемостью. Однако для очагового заводнения возможно бурение специальных скважин для увеличения охвата воздействием большего объема нефтенасыщенной части пласта или его слабопроницаемых зон.

Блоковые системы разработки находят применение на месторождениях вытянутой формы с расположениием рядов водонагнетательных скважин чаще в поперечном направлении. Принципиальное отличие блоковых систем состоит в том, что блоковые системы предполагают отказ от законтурного заводнения (рис. 7.4). как видно из схемы, ряды водонагнетательных скважин разрезают единую залежь на отдельные участки (блоки) разработки. Блоковые системы предполагают расположение нагнетательных скважин в направлении перпендикулярном к линии простирания складки.

Рисунок 2.4 – Схема блокового заводнения

Преимущество блоковых систем заключается в следующем:

1. Отказ от расположения водонагнетательных скважин в законтурной зоне исключает риск бурения скважин в слабоизученной на стадии разведки месторождения части пласта.

2. Более полно используется проявление естественных сил гидродинамической области законтурной части пласта.

3. Существенно сокращается площадь, подлежащая обустройству объектами ППД.

4. Упрощается обслуживание системы ППД (скважины, КНС и т. д.).

5. Компактное, близкое расположение добывающих и нагнетательных скважин позволяет оперативно решать вопросы регулирования разработки перераспределением закачки воды по рядам и скважинам и отбора жидкости в добывающих скважинах.

Площадное заводнение

Наиболее интенсивная система воздействия на пласт, обеспечивающая самые высокие темпы разработки месторождений. Применяют при разработке пластов с очень низкой проницаемостью.

При этой системе добывающие и нагнетательные скважины размещаются по правильным схемам четырех-, пяти-, семи- и девятиточечным системам.

Так, в четырехточечной системе (рис. 7.5) соотношение между добывающими и нагнетательными скважинами 2:1, при пятиточечной системе -1:1, при семиточечной системе -1:2, при девятиточечной системе - 1:3. Таким образом, наиболее интенсивными среди рассмотренных являются семи- и девятиточечные системы.

Рисунок 2.5 Основные схемы площадного заводнения.

а - четырехточечная; б - пятиточечная; в- семиточечная; г - девятиточечная;

1 - добывающие скважины; 2 - нагнетательные скважины.

Большое влияние на эффективность площадного заводнения оказывает однородность пласта и величина запасов нефти, приходящаяся на одну скважину, а также глубина залегания объекта разработки.

В условиях неоднородного пласта как по разрезу, так и по площади происходят преждевременные прорывы воды к добывающим скважинам по более проницаемой части пласта, что сильно снижает добычу нефти за безводный период и повышает водонефтяной фактор, поэтому площадное заводнение желательно применять при разработке более однородных пластов на последних стадиях разработки месторождений.

Избирательная система заводнения является разновидностью площадного заводнения и применяется на залежах нефти со значительной неоднородностью.

При системе избирательного заводнения разработка залежи осуществляется в следующем порядке. Залежь разбуривают по равномерной треугольной и четырехугольной сетке, и затем все скважины вводят в эксплуатацию как добывающие. Конструкция скважин подбирается таким образом, чтобы любая из них отвечала требованиям, предъявляемым к добывающим и нагнетательным скважинам. Площадь залежи нефти обустраивают объектами сбора нефти и газа и объектами ППД так, чтобы можно было освоить любую скважину не только как добывающую, но и как нагнетательную.

Детальным изучением разреза в скважинах по данным каротажа, проведением в скважинах гидропрослушивания из числа добывающих выбирают скважины под нагнетание воды. Такими скважинами должны быть скважины, в которых нефтепродуктивный разрез вскрывается наиболее полно. Прослеживается гидродинамическая связь выбранной скважины с соседними.

Барьерное заводнение

При разработке газонефтяных месторождений с большим объемом газовой шапки может ставиться задача одновременного отбора нефти из нефтяной оторочки и газа из газовой шапки.

В связи с тем, что регулирование отбора нефти и газа, а также пластового давления при раздельном отборе нефти и газа, не приводящим к взаимным перетокам нефти в газоносную часть пласта, а газа в нефтеносную часть, весьма затруднено, прибегают к разрезанию единой нефтегазовой залежи на отдельные участки самостоятельной разработки. Водонагнетательные скважины при этом располагают в зоне газонефтяного контакта, а закачку воды и отборы нефти и газа регулируют таким образом, чтобы происходило вытеснение нефти и газа водой при исключении взаимных перетоков нефти в газовую часть залежи, а газа в нефтяную часть. Этот метод позволяет вести одновременную добычу нефти из нефтенасыщенной части и газа из газовой шапки. Метод применяется редко, так как создать надежный барьер между нефтью и газом крайне сложно.

Рисунок 2.6 – Схема барьерного заводнения

Чем лучше степень разведанности, тем достовернее определено местоположение внешнего контура нефтеносности, чем круче и выдержаннее пласт, тем ближе к контуру можно наметить линию нагнетания. Смысл этого требования заключается в гарантии от заложения нагнетательных скважин в нефтеносной части пласта. Чем больше будет расстояние между нагнетательными скважинами, тем больше должно быть и расстояние от контура нефтеносности до линии нагнетания. Выполнение этого требования обеспечивает сохранение формы контуров нефтеносности без резких языков вторжения воды в нефтяную часть пласта. Чем больше расстояние между внутренним и внешним контурами нефтеносности, тем большие расстояния можно установить между нагнетательными скважинами, так как при удалении зоны эксплуатации от зоны нагнетания в меньшей степени будет проявляться взаимодействие отдельных нагнетательных и добывающих скважин, оно будет сказываться в виде взаимодействия линий нагнетания и отбора. Смысл этого требования также заключается в равномерности перемещения водонефтяного контакта.

Вопросы теории вытеснения нефти водой в трещиновато-пористом пласте

Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что не только карбонатные породы насыщены трещинами, но также пласты из песчаников или алевролитов в той или иной степени трещиноваты. На это указывает несоответствие проницаемости, оцененной для кернов пород без трещин, и проницаемости, определенной при гидродинамических исследованиях скважин. Проницаемость пласта оказывается намного выше определенной по кернам без трещин .

Когда сами породы малопористы и плохо проницаемы, трещины оказываются основными каналами движения нефти к забоям добывающих скважин. В процессе разработки трещиновато – пористых пластов давление быстрее распространяется по системе трещин. Поэтому возникают перепады между давлениями в трещинах и блоках, которые вызывают перетоки жидкости между трещинами и блоками (матрицами) пород. Это приводит к запаздыванию перераспределения давления по сравнению с перераспределением давления в однородных пластах.

Закачиваемая в такие пласты вода быстро прорывается по трещинам к добывающим скважинам, оставив нефть в блоках породы. Из самой системы трещин нефть вытесняется довольно эффективно, коэффициент вытеснения достигает 0,85. Нефть из блоков породы вытесняется недостаточно эффективно, коэффициент нефтевытеснения составляет около 0,25 .

Нефть вытесняется водой из блоков трещиновато - пористых пластов под действием сил, обусловленная градиентами давления в системе трещин, воздействующих и на блоки породы . С другой стороны нефть вытесняется под действием разности капиллярного давления в воде и нефти. Ее действие приводит к возникновению капиллярной пропитки гидрофильных пород, т. е. к замещению нефти водой в них под действием разности капиллярного давления. Капиллярная пропитка объяснима и с энергетической точки зрения. Поскольку минимум поверхностной энергии на границе нефти с водой будет достигнут, когда нефть соберется воедино в трещинах, а не будет насыщать породы матрицы, обладающие сложной, сильно разветвленной поверхностью .

Поэтому если блок породы трещиновато - пористого пласта, насыщенный нефтью, поместить в воду (аналогичная ситуация возникает, когда блок в реальном пласте окружен трещинами наполненными водой), то скорость j(t) капиллярного впитывания воды в блок и, следовательно, вытеснения из него нефти, будет зависеть от времени t :

j(t) ~ 1/ . (2.1)

Скорость капиллярного впитывания пропорциональна скорости сокращения поверхности раздела между нефтью и водой. В этом случае можно считать, что:

j(t) ~е - b t . (2.2)

Исходя из результатов промышленных испытаний наиболее эффективным будет сочетание гидродинамического и энергетического подходов. Скорость капиллярной пропитки определяется по формуле:

j(t) = , (2.3)

где a – экспериментальный коэффициент.

Из соображений размерности и физики процесса впитывания коэффициент b можно выразить так:

b = , А = А(k н, k в, m, ) , (2.4)

где k н, k в – относительные проницаемости для нефти и воды;

k – абсолютная проницаемость;

q – угол смачивания пород пласта водой;

s –поверхностное натяжение на границе нефть – вода;

μ н – вязкость нефти;

А – экспериментальная функция;

l - длина грани куба породы пласта.

Выражение для коэффициента а , исходя условия, что за бесконечное время количество воды, впитавшейся в блок породы равно объему извлеченной из него нефти, имеет вид:

а = ml 3 s но hb/π , (2.5)

где s но – начальная нефтенасыщенность блока породы;

h – конечная нефтеотдача блока при его капиллярной пропитке.

При рассмотрении вытеснения нефти водой из трещиновато- пористого пласта, состоящего из множества блоков породы, представляем эти блоки кубами с длиной грани l . Поскольку вытеснение нефти водой начинается с границы пласта при х = 0, то блоки у входа в пласт будут пропитаны водой больше чем последующие. Расход воды q , закачиваемой в прямолинейный пласт, уходит в определенное число блоков породы, так что в каждый момент времени пропитка происходит в области 0 £ х £ х ф (х ф – координата фронта капиллярной пропитки). Этот фронт перемещается в пласте со скоростью:

v ф = d х ф /dt . (2.6)

Если считать, что блоки породы в каждом сечении пласта начинают пропитываться в момент времени l (когда к ним подошел фронт капиллярной пропитки, то скорость впитывания воды необходимо исчислять от этого момента времени. Если в течение времени Dl «вступило» в пропитку некоторое число блоков породы, то расход воды Dq , входящей в эти блоки, составит:

Dq = . (2.7)

Чтобы скорость впитывания воды в единицу объема трещиновато – пористого пласта, необходимо разделить j(t) на l 3 , что и сделано в формуле (2.7). Скорость пропитки в (2.3) исчисляется с момента l , в который к блоку с координатой х ф (l) подошел фронт впитывающейся в блоки воды.

Суммируя приращения расходов Dq в формуле (2.7) и устремляя Dl к нулю, приходим к выражению:

q = v ф (l)dl. (2.8)

При заданном расходе q выражение(2.8) есть интегральное уравнение для определения скорости продвижения фронта пропитки v ф (l) .

Подставляя в (2.8) выражение для скорости пропитки (2.3) получим:

Решение интегрального уравнения (6.9) позволяет записать выражение для скорости движения фронта капиллярной пропитки:

v ф (t) = = (2.10)

Из (2.10) получим выражение для определения его положения (координаты):

х ф (t) = dt. (2 .11)

Формула (2.11) позволяет определить длительность безводной разработки пласта t = t * , при которой х ф (t *) = l.

Чтобы рассчитать показатели разработки трещиновато – пористого пласта в период добычи обводненной продукции поступают так. Считают, что этот пласт «фиктивно» простирается при х > l до бесконечности. Расход воды, затрачиваемый на пропитку фиктивной части пласта при х > l, составит:

q фикт =bhbms но h . (2.12)

Подставляя сюда v ф (l) по выражению (2.10), и, заменив в нем t на l , получим:

q фикт =qbdl. (2.13)

Следовательно, расход воды, впитывающейся в трещиновато - пористый пласт в период t > t * , или дебит нефти, получаемый в этот период, равен:

q н = q - q фикт . (2.14)

Дебит воды соответственно будет q в = q ф . Из приведенных выражений можно определить по общим формулам текущую обводненность продукции и нефтеотдачу. Выражение (2.3) можно использовать для приближенных расчетов вытеснения нефти из трещиновато – пористого пласта в случае пропитки блоков, обусловленной не только капиллярными силами, но и градиентами давления в системе трещин. Так, согласно формулам (2.3) и (2.4), вытеснение нефти из блоков породы происходит под действием силы, определяемой с помощью произведения s cosq , причем размерность такова = [Па×м]. При гидродинамическом вытеснении нефти из блоков породы вода поступает в эти блоки, а нефть из них вытесняется под действием градиента давления. Размерность grad P выражается как Па/м. Капиллярные и гидродинамические будут иметь одинаковую размерность, если взять вместо s cosq величину (s cosq) / l . Тогда:

b = k( + grad P) (2.15)

Таким образом в формуле (2.15), учитывается пропитка блоков пород как за счет капиллярных сил, так и за счет градиентов давления в системе трещин.

Вопросы для самоконтроля:

1. По каким причинам происходит запаздывание перераспределения давления в трещиновато-пористых пластах по сравнению с перераспределением давления в однородных пластах?

2. Под воздействием каких сил нефть вытесняется водой из блоков трещиновато - пористых пластов?

3. В чем состоит гидродинамический и энергетический подход к объяснению процесса капиллярной пропитки гидрофильных пород?

4. От каких показателей (величин) зависит скорость капиллярной пропитки гидрофильных пород?

5. Запишите выражения для скорости движения фронта капиллярной пропитки и для определения его положения (координаты)

6. Запишите формулу позволяющую определить длительность безводной разработки трещиновато-пористого пласта

Закачка в нефтяной пласт воды – наиболее популярный метод разработки нефтяных месторождений. Этот метод позволяет поддерживать высокие текущие дебиты нефтяных скважин, и в итоге достичь высокого процента отбора извлекаемых запасов нефти.

Основной целью закачки воды в пласт является эффективное вытеснение нефти к добывающим скважинам и увеличение экономической эффективности разработки месторождения благодаря повышению коэффициента извлечения нефти из залежи.

Популярность этого метода разработки нефтяных залежей объясняется:

• Общедоступностью воды
• Относительной простотой осуществления процесса нагнетания вследствие наличия гидравлического напора столба жидкости в скважине
• Способностью воды распространяться по нефтенасыщенным пластам
• Высокой нефтеотдачей при вытеснении нефти

Заводнение обеспечивает высокий коэффициент извлечения нефти благодаря двум факторам:

• Поддержание пластового давления на эффективном для разработки месторождения уровне
• Физическое замещение нефти водой в порах пласта-коллектора

Разновидности метода заводнения включают закачку растворителей, суспензий, различных реагентов. В некоторых случаях воду загущают добавлением в нее полимеров, мицелярных растворов. Но все эти методы уже относятся к, так называемым, методам увеличения нефтеотдачи (МУН) или третичным методам разработки нефтяных месторождений.

В каких случаях имеет смысл применять метод заводнения и организовывать на месторождении систему поддержания пластового давления (ППД)?

Чтобы ответить на этот вопрос, давайте вспомним, какие естественные режимы работы залежей существуют. И рассмотрим целесообразность организации заводнения в тех или иных геологических условиях.

Водонапорный режим

Как это работает:

• Аквифер (водоносный горизонт) поддерживает пластовое давление
• Отборы жидкости равны объемам притока воды из аквифера
• Нефть вытесняется вертикально благодаря хорошему подпору воды. При этом происходит равномерный подъем водонефтяного контакта (ВНК)

Возможные проблемы:

• Неоднородность пласта может ограничить возможности аквифера по вытеснению нефти в некоторых зонах залежи

Коэффициент нефтеотдачи:

Высокий при умелом управлении разработкой залежи (60-70%)

Высоконапорный, мощный аквифер может обеспечить достаточно энергии для вытеснения нефти

Слабый аквифер требует поддержки пластового давления закачкой воды. В этом случае:

• Возможна организация законтурного (приконтурного) заводнения
• В некоторых случаях возможно площадное заводнение

Режим растворенного газа

Как это работает

• Нефть с большим количеством растворенного газа находится под большим давлением
• Если пластовое давление выше давления насыщения, расширение горной породы и насыщающих ее флюидов дает энергию для вытеснения нефти
• Если пластовое давление ниже давления насыщения, тогда вытеснение нефти происходит за счет выделения и расширения газа

Возможные проблемы

• При пластовом давлении ниже давления насыщения проблемой становится очень высокая подвижность газа
• Газ выходит, минуя нефть
• Высокое содержание газа в продукции скважины
• Резкое понижение пластового давления

Коэффициент нефтеотдачи

Очень низкий (10-30%)

Имеет ли смысл организация заводнения?

Хороший кандидат для организации заводнения

Заводнение лучше проводить при пластовом давлении близком давлению насыщения, так чтобы выделение газа из нефти было ниже критического уровня

Гравитационный режим

Как это работает

• Процесс добычи происходит за счет гравитации и разности плотностей насыщающих породу флюидов
• Для реализации режима пласт должен быть мощным с высокой вертикальной проницаемостью, либо простирание пласта должно быть с большим наклоном

Возможные проблемы

• Медленный процесс миграции нефти определяет низкие темпы отбора
• Газ должен перемещаться в вернюю часть залежи для компенсации стекающей нефти
• Залежь может содержать тяжелую нефть

Коэффициент нефтеотдачи

Очень высокий (50-70%)

Имеет ли смысл организация заводнения?

Может оказаться хорошим кандидатом под заводнение принимая во внимание низкие темпы отборов на естественном режиме

Режим газовой шапки

Как это работает

• Присутствует большой объем сжатого газа, который под действием гравитации образует так называемую газовую шапку
• Расширяющийся газ вытесняет нефть

Возможные проблемы

• Нефть, проникающая в газовую шапку, образует невосполнимые потери для добычи
• Образование конусов газа и высокое соотношение газ/нефть ограничивают возможности добычи нефти

Коэффициент нефтеотдачи

Имеет ли смысл организация заводнения?

Не подходящий кандидат под заводнение

Оценка эффективности метода заводнения

Экономическая эффективность метода заводнения зависит от прироста коэффициента нефтеотдачи.

Затраты на закачку воды, строительство нагнетательных скважин, и специальных сооружений по подготовке воды должны быть меньше, чем доход от реализации дополнительно добытой нефти.

Заводнение нефтяных месторождений применяют с целью вытеснения нефти водой из пластов и поддержания при этом пластового давления на заданном уровне.

В настоящее время заводнение - самый распространенных в мире вид воздействия на пласты разрабатываемых месторождений. В России свыше 90% всей нефти добывают из заводняемых месторождений. Наиболее часто применяемые виды заводнения: внутриконтурное при рядных или блоково-рядных и площадных схемах расположения скважин и законтурное. Используют также очаговое и избирательное заводнение.

Широкое распространение заводнение нефтяных месторождений во всем мире обусловлено:

доступностью и невысокой стоимостью закачиваемой в пласт воды;

относительной простотой технологии нагнетания воды;

простотой технологического обслуживания;

относительно высокой эффективностью вытеснения нефти водой.

В связи с этим заводнение нефтяных месторождений еще длительное время будет одним из ведущих методов воздействия на пласты.

Технологически заводнение осуществляется следующим образом. Очищенную от примесей воду с помощью насосов высокого давления, установленных на насосной станции (КНС, БКНС), закачивают в нагнетательные скважины, расположенные на площади нефтеносности (внутриконтурное заводнение) или вне ее (законтурное заводнение). Воду нагнетают одновременно в несколько скважин (куст). Должна закачиваться качественная вода, это когда количество взвешенных частиц в воде не должно превышать 5 мг/л для низкопроницаемых и 20 мг/л для высокопроницаемых пластов. В проектах часто принято 40-50 мг/л.

Давление на устье нагнетательных скважин в процессе заводнения пластов поддерживают обычно на уровне 5 - 10 МПа, а в ряде случаев - 15 - 20 МПа. Так как проницаемости в призабойных зонах отдельных скважин неодинаковы, то при одном и том же давлении на устье, расход закачиваемой в различные скважины воды различный. Теоретически расход воды, закачиваемой в нагнетательную скважину, согласно закону Дарси, должен быть пропорциональным перепаду давления, но фактически, он нелинейно зависит от перепада давления, причем при незначительных его значениях зависимость близка к линейной, а затем расход начинает резко увеличиваться за счет раскрытия трещин и эффективная проницаемость пласта в этой зоне резко возрастает. (см. рис)

Рис..Зависимость расхода воды, закачиваемой в нагнетательную скважину, от перепада давления

При разработке нефтяных месторождений с применением заводнения из добывающих скважин вначале получают практически чистую нефть, т. е. безводную продукцию, а затем, по мере роста объема закачанной в пласт воды, начинают вместе с нефтью добывать воду.

Важной характеристикой разработки месторождения является нефтеотдача.

Рис.39. Зависимость текущей нефтеотдачи от
.

Нефтеотдача: - безводная;- конечная.

Текущую нефтеотдачу при разработке заводняемых месторождений можно выразить в виде зависимости от
где - геологические запасы нефти). показана на рис. 39.

Коэффициент текущей нефтеотдачи при заводнении равен произведению коэффициента вытеснения на коэффициент охвата пласта вытеснением .

Коэффициентом вытеснения нефти водой при разработке нефтяных месторождений с применением заводнения называется отношение извлеченной из пласта нефти к ее запасам, первоначально находившимся в части пласта, подверженной воздействию заводнением. Соответственно коэффициентом охвата пласта воздействиемназывается отношение запасов нефти, первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к геологическим запасам нефти в пласте.

Рассмотрим схему заводнения слоистого прямолинейного пласта

Пласт состоит из четырех пропластков (1, 2, 3 и 4), причем только три нижних охвачены заводнением, а первый пропласток, вследствие того, что он прерывается из-за литологического выклинивания не разрабатывается - в него не поступает закачиваемая в пласт вода и из него не добывается нефть. Общие геологические запасы нефти в пласте

Охваченные заводнением запасы
, равны следующей сумме запасов:

По определению

(5.8)

В условиях неизменной системы и технологии разработки пласта в случае, когда коэффициент нефтеотдачи равен произведению коэффициента вытеснения на коэффициент охвата, зависимость их от
, показана на рис. 42, откуда

Рис.42 . Зависимость иот

видно, что возрастает с увеличением
, аостается постоянным, поскольку объем охваченных воздействием запасов в указанных условиях с течением времени не изменяется.

Коэффициент вытеснения часто определяют на основе данных лабораторных экспериментов вытеснения нефтей из естественных образцов пород-кернов, а также промысловых исследований. и зависит от следующих основных факторов:

1) минералогического состава и литологической микроструктуры пород - коллекторов нефти и, как следствие этих факторов, - глинистости пород, распределения пор по размерам, значений абсолютных и относительных проницаемостей, трещиноватости пород и т. д.;

2) отношения вязкости нефти к вязкости воды, вытесняющей нефть;

3) структурно-механических (неньютоновских) свойств нефти и их зависимостей от температурного режима пластов;

4) смачиваемости пород водой и характера проявления капиллярных сил в породах-коллекторах с различной микроструктурой;

5) скорости вытеснения нефти водой.

Коэффициент охвата пластов воздействием при заводнении зависит главным образом от следующих факторов.

1. Физических свойств и геологической неоднородности разрабатываемого нефтяного пласта в целом (макронеоднородности пласта). То есть наличие газовой шапки, нефтенасыщенных зон, подстилаемых водой, т. е. водоплавающих зон, прерывистости пласта по вертикали (наличия непроницаемых пропластков) и по горизонтали (литологического выклинивания пропластков), и т. д.

2. Параметров системы разработки месторождения, т. е. расположения скважин в пласте, расстояний между добывающими, а также между добывающими и нагнетательными скважинами, отношения числа нагнетательных к числу добывающих скважин.

3. Давления на забоях нагнетательных и добывающих скважин, применения методов воздействия на призабойную зону и совершенства вскрытия пластов.

4. Применения способов и технических средств эксплуатации скважин (механизированных способов добычи, методов одновременно-раздельной эксплуатации).

5. Применения методов управления процессом разработки месторождения путем частичного изменения системы разработки (очагового и избирательного заводнения) или без изменения системы разработки (изменения режима работы скважин, циклического заводнения и др.).

В целом можно отметить, что коэффициент вытеснения зависит от физических свойств пласта, его микронеоднородности и характеристик процесса вытеснения нефти из пористой среды, а коэффициент охвата пластов воздействием при заводнении, как и при других методах разработки, определяется степенью макронеоднородности месторождения, системой разработки и условиями эксплуатации скважин.

ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАЗЛИЧНЫХ СИСТЕМ ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ

Промышленное применение заводнения нефтяных пластов в СССР было начато в 1948 г. при разработке девонских горизонтов Туймазинского нефтяного месторождения. К этому времени уже были известны опыты закачки воды в нефтяные пласты с целью пополнения пластовой энергии, проводившиеся в различных странах.

При разработке нефтяных месторождений в СССР с применением заводнения вначале использовали законтурное заводнение. При этом нагнетательные скважины бурили за внешним контуром нефтеносности, вдоль него. Добывающие скважины располагали также вдоль контура нефтеносности. Линии расположения нагнетательных скважин были удалены от первых рядов добывающих скважин на 1 - 6 км.

Законтурное заводнение применяли на месторождениях, продуктивные пласты которых были сложены в основном песчаниками и алевролитами с проницаемостью 0,3 - 1,0 мкм 2 . Вязкость нефти в пластовых условиях заводняемых месторождений составляла -1 - 5·10 -3 Па·с.

Законтурное заводнение осуществлялось часто не с самого начала разработки месторождений, а спустя некоторое время, в течение которого происходило падение пластового давления. Тем не менее, закачка воды в законтурную область пласта позволяла в течение одного-двух лет настолько восполнить запас пластовой энергии, что оно стабилизировалось.

Использование заводнения нефтяных пластов привело вначале к возникновению технологической трудности, связанной с низкой приемистостью нагнетательных скважин. Пласты, которые, согласно формуле Дюпюи, должны были при используемых перепадах давления поглощать запроектированные расходы воды, практически не принимали воду. Широкое применение методов воздействия на призабойную зону скважин, таких, как гидравлический разрыв пласта и кислотные обработки, и главным образом, использование повышенных давлений нагнетания привели к существенному увеличению приемистости нагнетательных скважин и, по сути дела, к решению проблемы их освоения.

Опыт разработки нефтяных месторождений с применением законтурного заводнения привел к следующим основным выводам.

1. Законтурное заводнение позволяет не только поддерживать пластовое давление на первоначальном уровне, но и превышать его.

2. Использование законтурного заводнения дает возможность обеспечивать доведение максимального темпа разработки месторождений до 5 - 7% от начальных извлекаемых запасов, применять системы разработки с параметром плотности сетки скважин 20 - 60· 10 4 м 2 /скв при довольно высокой конечной нефтеотдаче, достигающей 0,50 - 0,55 в сравнительно однородных пластах, и при вязкости нефти в пластовых условиях порядка 1 - 5·10 -3 Па·с.

3. При разработке крупных по площади месторождений с числом рядов добывающих скважин больше пяти законтурное заводнение оказывает слабое воздействие на центральные части, в результате чего добыча нефти из этих частей оказывается низкой. Это ведет к тому, что темп разработки крупных месторождений в целом не может быть достаточно высоким при законтурном заводнении.

4. Законтурное заводнение не позволяет воздействовать на отдельные локальные участки пласта с целью ускорения извлечения из них нефти, выравнивания пластового давления в различных пластах и пропластках и т. д.

5. При законтурном заводнении довольно значительная часть воды, закачиваемой в пласт, уходит в водоносную область, находящуюся за контуром нефтеносности, не вытесняя нефть из пласта.

Указанные выводы о результатах законтурного заводнения нефтяных пластов вызвали дальнейшее усовершенствование разработки нефтяных месторождений и привели к целесообразности использования внутриконтурного заводнения, особенно крупных месторождений, с разрезанием пластов рядами нагнетательных скважин на отдельные площади или блоки.

Метод применим для разработки нефтяных и газонефтяных объектов. Он достаточно эффективен при небольшой ширине залежей (до 5- 6 км), малой относительной вязкости пластовой нефти (до 2-3), высокой проницаемости коллектора (0,4-0,5 мкм 2 и более), сравнительно однородном строении продуктивного пласта, хорошей сообщаемости залежи с законтурной областью. Более широко законтурное заводнение апробировано на залежах пластового типа, но при указанных условиях получены положительные результаты и на залежах массивного типа, в том числе и в карбонатных коллекторах.

законтурного заводнения. Сущность этого явления заключается в быстром восполнении природных энергетических ресурсов, расходуемых на продвижение нефти к забоям эксплуатационных скважин. С этой целью поддержание пластового давления производится закачкой воды через нагнетательные скважины, расположенные за пределами нефтеносной части продуктивного пласта в зоне, занятой водой (за внешним контуром нефтеносности). При этом, линию нагнетания намечают на некотором расстоянии за внешним контуром нефтеносности. Это расстояние зависит от таких факторов, как:

степень разведанности залежи – степень достоверности установления местоположения внешнего контура нефтеносности, что в свою очередь зависит не только от числа пробуренных скважин, но и от угла падения продуктивного пласта и от его постоянства;

предполагаемое расстояние между нагнетательными скважинами;

расстояние между внешними и внутренними контурами нефтеносности и между внутренним контуром нефтеносности и первым рядом добывающих скважин.

Значение вышеперечисленных факторов уменьшается по мере увеличения неоднородности и изменчивости пласта от участка к участку по толщине и проницаемости. Так как изменение именно этих параметров сильно сказывается на фильтрационном потоке и, следовательно, на характере перемещения контуров нефтносности. Поэтому обычно нагнетательные скважины размещают возможно ближе к внешнему контуру нефтеносности – на расстоянии от 0 до 200 –300 м в зависимости от угла наклона пласта и расположения эксплуатационных скважин.

Для однородных высокопроницаемы пластов, содержащих легкую нефть малой вязкости и с хорошей гидродинамической связью залежи с водоносной зоной, метод законтурного заводнения является достаточно эффективным, обеспечивающим нефтеотдачу, близкую к естественному водонапорному режиму.

Метод традиционного 9обычного) заводнения достаточно эффективен и обычно применяется для разработки залежей с относительной вязкостью пластовой нефти менее 30 - 40 , при проницаемости пластов более . В последние годы в связи с вводом в разработку многих менее продуктивных залежей заводнение проектируют для залежей с проницаемостью и для залежей с относительной вязкостью нефти до 50 – 60 . при этом предусматриваются дополнительные технологические мероприятия.

Под разработкой нефтяных месторождений понимают управление движением нефти в залежах к нефтедобывающим скважинам путем надлежащего размещения и последовательного ввода всего заданного фонда нефтедобывающих и водо-газонагнетательных скважин с целью поддержания намеченных режимов их работы при равномерном и экономном расходовании пластовой энергии.

Из всех возможных систем разработки необходимо выбирать наиболее рациональную, при которой месторождение разбуривается минимальным числом скважин, обеспечивающим заданные планом темпы отбора нефти и высокую конечную нефтеотдачу при возможно минимальных капитальных вложениях и эксплуатационных затратах.

Регулирование баланса пластовой энергии в залежах нефти проводится воздействием на пласт в целом. В настоящее время основной метод интенсификации добычи нефти - поддержание пластового давления искусственным заводнением пластов. На отдельных месторождениях проводят также закачку газа в газовую шапку.

В основе выбора системы заводнения лежит петрофизический анализ пород-коллекторов, определение фильтрационных параметров керна, специальные экспериментальные и теоретические исследования, целесообразность воздействия на пласт и метод воздействия на пласт, плотность сетки скважин. Существуют несколько видов систем заводнения.

Законтурное заводнение. Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности, по всему периметру залежи, как можно ближе к внешнему контуру нефтеносности. Механизм вытеснения нефти из пласта водой при этом примерно тот же, что и при природном водонапорном режиме. Метод применим для разработки нефтяных и газонефтяных объектов. Он высокоэффективен при небольшой ширене залежи (до 4 – 5 км), в основном при малой относительной вязкости пластовой нефти (до 5), высокой проницаемости коллектора (0,4 – 0,5 и более) , сравнительно однородном строении продуктивного пласта, хорошей сообщаемости залежи с законтурной областью. Применение рассматриваемого вида заводнения в названных весьма благоприятных геологических условиях позволяет добиваться высокого нефтеизвлечения (до 60-65 %). Добывающие скважины могут быть расположены в основном в пределах внутреннего контура нефтеносности. При этом нефть из водонефтяной зоны может быть вытеснена к забоям добывающих скважин нагнетаемой водой. Таким путем без существенного увеличения потерь нефти в пласте можно сократить количество скважин для разработки объекта и объемы попутной воды. Для разработки нефтяной части нефтегазовой залежи законтурное заводнение целесообразее применять при обеспечении неподвижности ГНК путем регулируемого отбора газа на газовой шапки. При законтурном заводнении на одну нагнетательную скважину обычно приходится четыре – пять добывающих скважин. (по Кудинову – Расстояние между нагнетательными скважинами определяется в технологической схеме разработки данного месторождения. Линия нагнетательных скважин располагается примерно в 400 – 800 м от внешнего контура нефтеносности с целью создания равномерного воздействия на залежь, предупреждения образования преждевременных языков обводнения и прорывов воды к эксплуатационным скважинам.)

Приконтурное заводнение. При этом виде заводнения нагнетательные скважины распологаются вблизи внешнего контура нефтеносности в пределах водонефтяной зоны залежи. Применяется в основном при той же характеристике залежей, что и законтурноет заводнение, но при плохой гидродинамической связи залежи с законтурной зоной. Плохая связь залежи с водоносной частью пласта обусловлена ухудшением проницаемости пласта вблизи ВНК или наличием под ним или на его уровне водонепроницаемого экрана. Присутствие такого экрана особенно характерно для залежей карбонатных коллекторах, где вторичные геохимические процессы могут приводить к закупорке пустот минеральными солями, твердыми битумами и др.

По принципам расположения скважин, соотношению числа добывающих и нагнетательных скважин, подходу к разработке газонефтяных залежей, значениям достигаемого нефтеизвлечения приконтурное заводнение приближается к законтурному. (Дополнения из к. Кудинова - Приконтурное заводнение применяется: - на небольших по размерам залежах; при недостаточной гидродинамической связи продуктивного пласта с внешней областью; с целью интенсификации процесса добычи нефти, т.к. фильтрационные сопротивления между нагнетательными и добывающими скважинами сокрощаются за счет их сближения. В то же время вероятность образования языков обводнения и неконтролируемых прорывов воды к отдельным нефтедобывающим скважинам увеличивается.)

Внутриконтурное заводнение. Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных по той или иной схеме внутри контура нефтеносности. Это более интенсивная система воздействия на залежь нефти, позволяющая сократить сроки выработки запасов и быстро наращивать добычу нефти. Внутриконтурное заводнение дает возможность увеличивать темпы отбора нефти и сокращать сроки разработки крупных нефтяных месторождений. В некоторых случаях для интенсификации разработки нефтяного месторождения используют комбинированное воздействие, т.е. законтурное (приконтурное) заводнение с внутриконтурным центральным заводнением. Например, при центральном заводнении в центре нефтяной залежи бурят батарею или кольцевой ряд нагнетательных скважин. В тех случаях, когда проницаемость пород в периферийных участках нефтяной залежи значительно снижается, тогда возможно применять осевое заводнение, когда нагнетательные скважины бурятся вдоль оси складки.

В настоящее время применяется несколько систем внутриконтурного заводнения, которые отличаются друг от друга расположением нагнетательных скважин, последовательностью ввода их в эксплуатацию, темпами закачки воды в пласт, а также отборами нефти из нефтедобывающих скважин.

При внутриконтурном заводнении применяют и очаговое заводнение. Очаговое заводнение применяется в тех случаях, когда на отдельных участках залежи нет влияния от заводнения, вследствие чего на этом участке падает пластовое давление и, соответственно, падают дебиты нефти в добывающих скважинах. При очаговом заводнении выбирают в центре участка нефтедобывающую скважину, переводят ее в нагнетательную и начинают закачку воды, в результате чего обеспечивается воздействие закачиваемой водой на окружающие нефтедобывающие скважины.

Применяется также избирательная система внутриконтурного заводнения. Наиболее интенсивной системой воздействия на пласт считается площадной заводнение. Добывающие и нагнетательные скважины при этой системе размещаются правильными геометрическими блоками в виде пяти-, семи- или девятиточечных сеток, в которых нагнетательные и добывающие скважины чередуются.

При пятиточечной схеме на одну нагнетательную скважину приходится одна добывающая, при семиточечной схеме – две добывающие, а при девятиточечной – три добывающие скважины. Так как нагнетательные скважины не дают продукцию, то девятиточечная схема как бы наиболее экономичная, но интенсивность воздействия на залежь при этом значительно меньше и вероятность появления целиков нефти при прорыве воды в добывающие скважины намного больше. С целью интенсификации добычи нефти и увеличения конечного нефтеизвлечения в продуктивный пласт нагнетают газ или воздух, а также осуществляют попеременную закачку воды и газа в пласт.

(это было по Кудинову).

Выбор схемы расположения нагнетательных скважин определяется конкретными геологическими условиями , экономически целесообразными сроками выработки запасов и величиной необходимых капвложений. Как правило, линии нагнетательных скважин располагают в зонах пласта с улучшенными коллекторскими свойствами и перпендикулярно к доминирующему простиранию линз и проницаемых песчаников, что позволяет устранить или уменьшить блокировку нагнетаемой воды и повысить охват пласта воздействием.

Законтурное заводнение при наличии внутриконтурного должно предотвратить вытеснение нефти во внешнюю - законтурную область, а также интенсифицировать процесс. С энергетической точки зрения использование внутриконтурного заводнения более эффективно, чем законтурного и приконтурного, так как почти вся нагнетаемая вода используется в этом случае для вытеснения нефти по обе стороны разрезающего ряда. При внутриконтурном заводнении скважины разрезающих рядов эксплуатируются на нефти «через одну» для формирования фронта вытеснения, т. е. полосы водонасыщенной части пласта.

Перечисленные системы заводнения, как правило, применяются на больших оконтуренных месторождениях с установленными границами и достаточно достоверными данными о характеристиках пласта.

Блочное заводнение целесообразно на больших неоконтуренных месторождениях, когда по данным разведочных скважин очевидна промышленная нефтеносность в районе их расположения. В этом случае до окончательной разведки месторождения и определения контуров нефтеносности возможен ускоренный ввод объекта в эксплуатацию путем разрезания рядами нагнетательных скважин месторождения на отдельные блоки с самостоятельными сетками эксплуатационных скважин. Тогда внутри каждого блока бурят добывающие скважины в виде рядов, число и плотность которых на площади блока определяют гидродинамическими и технико-экономическими расчетами. При окончательной разведке и оконтуривании месторождения блоки, введенные в эксплуатацию раньше, технологически вписываются в общую схему разработки и составляют с ней органически целое.

Очаговое заводнение используют в сочетании с любой другой системой заводнения для улучшения охвата пласта вытеснением, а также для выработки запасов из отдельных линз или участков пласта (застойных зон), на которые не распространяется влияние закачки от ближайших нагнетательных рядов. Как правило, при очаговом заводнении используют под нагнетание одну из добывающих скважин, расположенную рационально по отношению к окружающим добывающим скважинам и в зоне пласта с повышенной проницаемостью. Однако для очагового заводнения возможно бурение специальной скважины или даже группы скважин для увеличения охвата воздействием большего объема нефтенасыщенной части пласта или его слабопроницаемых зон.

При достаточно детальной геологической изученности объекта разработки очаговое заводнение может применяться и как самостоятельное на всех этапах разработки и доразработки месторождения и в известном смысле является средством регулирования процесса вытеснения.

Избирательную систему заводнения применяют, как и очаговую, при выработке запасов нефти из сильно неоднородных прерывистых как по простиранию, так и по толщине коллекторов. При этой системе точки бурения нагнетательных скважин определяют с учетом детального изучения геологических условий, распространения продуктивного пласта, его связей с забоями ближайших добывающих скважин и таким образом, чтобы обеспечить максимально возможную интенсивность вытеснения нефти водой и свести до минимума влияние неоднородности и линзовидности пласта на полноту выработки и конечный коэффициент нефтеотдачи. Вследствие этого нагнетательные скважины оказываются расположенными на площади хаотично, отражая естественную неоднородность коллектора. Это осложняет систему водоснабжения нагнетательных скважин. На первых этапах разработки, когда геологическая информация ограничена или просто недостаточна, эта система не может быть применена. Она эффективна лишь на последующих этапах, когда выявляются детали строения пласта и результаты влияния на скважины закачки основной системы заводнения.

Площадное заводнение - наиболее интенсивная система воздействия на пласт, обеспечивающая самые высокие темпы разработки месторождений. Добывающие и нагнетательные скважины при этой системе располагаются правильными геометрическими блоками в виде пяти-, семи- или девятиточечных сеток, также линейные (рис.). Отношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1: 1 . Элементом этой системы может служить прямоугольник со сторонами 2L и 2s н = 2 s д = 2s. Если 2L = 2s, то линейная система переходит в пятиточечную с таким же соотношением скважин (1: 1) . Пятиточечная система симметрична и за элемент можно выбрать также обратное размещение скважин с нагнетательной скважиной в центре (обращенная пятиточечная система). В девятиточечной системе на одну добывающую скважину приходится три нагнетательных (соотношение скважин 3: 1) , так как из восьми нагнетательных скважин по четыре скважины приходится соответственно на два и четыре соседних элемента. В обращенной девятиточечной системе (с нагнетательной скважиной в центре квадрата) соотношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1: 3 . При треугольной сетке размещения скважин имеем четырехточечную (обращенную семиточечную) и семиточечную (или обращенную четырехточечную) системы с соотношением нагнетательных и добывающих скважин соответственно 1:2 и 2: 1. При разбуривании площади по таким равномерным сеткам скважин оказывается, что при пятиточечной схеме на каждую нагнетательную скважину приходится одна добывающая, при семиточечной схеме две добывающие, а при девятиточечной три добывающие скважины. Учитывая, что нагнетательные скважины не дают продукцию, становится очевидным, что девятиточечная схема экономически выгоднее, однако интенсивность воздействия на залежь при этом

меньше и вероятность существования целиков нефти при прорыве воды в добывающие скважины больше.

Площадная четырех-(а), пяти-(б), семи-(В), девятиточечная (г) и линейная (д,е) системы заводнения (с выделенными элементами)

Исторически сложилось так, что площадное заводнение использовали на последних стадиях разработки как вторичные методы добычи нефти. Однако система площадного заводнения имеет самостоятельное значение, может эффективно использоваться на ранних этапах разработки при хорошей изученности пласта.

Необходимо заметить, что перечисленные схемы размещения скважин могут применяться не только при закачке воды, но и при закачке газа или при проталкивании газом или водой различных растворителей в виде оторочек. Однако масштабы применения других методов воздействия, по сравнению с закачкой воды, настолько малы, что приходится говорить главным образом о размещении скважин при заводнении.

Контроль и регулирование эксплуатации залежи сводятся к равномерному стягиванию водонефтяного и газонефтяного контактов и к рациональному расходованию пластовой энергии. При этом очень важно, чтобы в зоне замещения нефти водой или газом обеспечивался высокий коэффициент нефтеотдачи пласта. Равномерное стягивание контуров нефтеносности прежде всего достигается надлежащим размещением нефтедобывающих и нагнетательных скважин по залежи в соответствии с проницаемостью различных участков продуктивных пластов и регулированием режимов работы каждой скважины в отдельности.

В процессе разработки залежи ведут постоянный контроль за дебитом нефтедобывающих скважин по нефти, процентом обводненности нефти, газовым фактором, выносом песка, изменением забойного и пластового давления. Ежедневно контролируют приемистость водонагнетательных скважин, давления нагнетания насосов по кустовым насосным станциям и систематически определяют количество механических примесей в воде. Систематически проводят гидротермодинамические исследования скважин.

На основе результатов всех исследований строят карты обводненности скважин, изобар, проницаемостей, удельных продуктивностей и др.

При преждевременном прорыве воды в нефтяные скважины или ограничивают отбор из этой скважины, или ограничивают закачку воды в нагнетательные скважиньг. В случае увеличения прорыва газа в нефтяные скважины при газонапорном режиме рекомендуется их закрывать. Увеличение газового фактора по нефтяным скважинам при водонапорном режиме указывает на падение пластового давления в зоне этих скважин. Поэтому нужно или уменьшить отборы нефти по этим скважинам, или увеличить закачку воды в пласт на этом участке.

По данным определения приведенного пластового давления по скважинам ежеквартально строят карты изобар карты равных пластовых давлений. Сопоставление карт обводненности и карт изобар позволяет судить о продвижении контуров нефтеносности.

Для определения полноты выработки продуктивных пластов между нефтяными и нагнетательными рядами скважин бурят оценочные скважины со сплошным отбором керна из продуктивного пласта, по которому в лабораторных условиях определяют промытость пород водой, т. е. остаточную нефтеносность. Затем эти скважины используют в качестве контрольных, обоудовав специальными приборами, называемыми пьезографами, или периодически замеряют забойные давления в них.

Для выявления зон слабой или улучшенной проницаемости отдельных участков пластов проводят гидродинамические исследования скважин на взаимодействие. В случае плохой проницаемости на этих участках бурят новые нефтяные или нагнетательные скважины, что обеспечивает большую полноту отбора нефти.

За скоростью продвижения контуров нефтеносности можно следить по изменению коэффициентов светопоглощений нефти kсп и по кривым восстановления забойного давления. За единицу kсп принят коэффициент светопоглощения такого вещества, при проникновении света через 1 см слоя которого интенсивность светового потока уменьшается в е (2,718) раз. Установлено, что kсп чувствителен к изменению в нефти концентрации окрашенных веществ-смол, асфальтенов. Поскольку содержание смол и асфальтенов в нефти больше в зонах, расположенных ближе к контуру нефтеносности, то по увеличению во времени kсп нефтей, извлеченных из внутриконтурных скважин, можно определить скорость движения нефти по каждому участку пласта.

На основе результатов всех перечисленных исследований строят фактические графики основных показателей разработки пласта, которые позволяют следить за отборами нефти и воды из пласта, закачкой воды или газа в пласт, изменением пластового давления и газового фактора. При отставании фактических показателей от проектных проводят те или другие мероприятия с целью регулирования разработки и достижения проектных показателей.

Приемистость водонагнетательной скважины (в ) измеряют счетчиком или расходомером диафрагменного типа, установленным на кустовой насосной станции. Поскольку один разводящий водовод часто обеспечивает водой две-три скважины, замер приемистости скважины следует производить при остановке других скважин, питающихся из того же водовода. При использовании индивидуальных насосов для нагнетательных скважин их приемистость определяют индивидуально.

Распространенный метод воздействия на продуктивный пласт с целью поддержания пластового давления и увеличения конечного нефтеизвлечения является метод закачки воды в пласт.

Закачка через специальные нагнетательные скважины. Расположение и сетка нагнетательных скважин определяются в технологической схеме разработки месторождения.

Закачку воды в продуктивный пласт целесообразно начинать с самого начала разработки нефтяного месторождения. В этом случае имеется возможность не допустить снижение пластового давления из-за отбора жидкости из продуктивного пласта, поддерживать его на первоначальном уровне, сохранять высокие дебиты нефти по скважинам, интенсифицировать разработку месторождения и обеспечить получение высоких коэффициентов нефтеизвлечения.

Заводнение подразделяется на законтурное, приконтурное, и внутриконтурное.

Выбор вида заводнения определяется типом залежи, размерами залежи и ее водонефтяной зоны, вязкостью пластовой нефти, типом породы-коллектора и ее проницаемостью, степенью неоднородности пластов, строением залежи в зоне ВНК, наличием нарушений и др.

1. Законтурное заводнение . При этой разновидности заводнения нагнетательные скважины располагаются в законтурной части продуктивного пласта (рис. 63), по всему периметру залежи, как можно ближе к внешнему контуру нефтеносности.

Механизм вытеснения нефти из пласта водой при этом примерно тот же, что и при природном водонапорном режиме. Метод применим для разработки нефтяных и газонефтяных объектов. Он высокоэффективен при небольшой ширине залежей (до 4–5 км), в основном при малой относительной вязкости пластовой нефти (до 5 мПа*с), высокой проницаемости коллектора (0,4–0,5 мкм 2 и более), сравнительно однородном строении продуктивного пласта, хорошей сообщаемостью залежи с законтурной областью.

Рис. 63. Система разработки нефтяной залежи с законтурным заводнением. Контуры нефтеносности: 1 – внешний, 2 – внутренний; скважины: 3 – нагнетательные, 4 – добывающие.

Применение рассматриваемого вида заводнения в названных весьма благоприятных геологических условиях позволяет добиваться высокого нефтеизвлечения (до 60–65 %). Добывающие скважины могут быть расположены в основном в пределах внутреннего контура нефтеносности. При этом нефть из водонефтяной зоны может быть вытеснена к забоям добывающих скважин нагнетаемой водой. Таким путем без существенного увеличения потерь нефти в пласте можно сократить количество скважин для разработки объекта и объемы попутной (отбираемой вместе с нефтью) воды.

При законтурном заводнении на одну нагнетательную скважину обычно приходится четыре-пять добывающих скважин.

2. Приконтурное заводнение. При этом виде заводнения нагнетательные скважины располагаются вблизи внешнего контура нефтеносности в пределах водонефтяной зоны залежи (рис. 64). Применяется в основном при той же характеристике залежей, что и законтурное заводнение, но при плохой гидродинамической связи залежи с законтурной зоной. Плохая связь залежи с водоносной частью пласта обусловлена ухудшением проницаемости пласта вблизи ВНК или наличием под ним или на его уровне водонепроницаемого экрана.

Рис. 64. Система разработки нефтяной залежи с приконтурным заводнением. Условные обозначения см. на рис. 63

Внутриконтурное заводнение.

При этом виде заводнения нагнетание воды ведется в скважины, расположенные в пределах залежи, т.е. в нефтяной зоне. Применяют целый ряд разновидностей внутриконтурного заводнения.

Закачка воды в пласты производится через скважины, расположенные рядами, называемыми разрезающими рядами или линиями разрезания. Скважины разрезающих рядов после бурения непродолжительно эксплуатируются на нефть при возможно более высоких дебитах. Это дает возможность очистить прискважинные зоны пласта и снизить пластовое давление в ряду, т.е. создает условия для успешного освоения скважин под закачку воды. Затем скважины в ряду осваивают под нагнетание через одну, продолжая интенсивную добычу нефти из промежуточных скважин ряда. Это способствует перемещению нагнетаемой в пласт воды вдоль разрезающего ряда. Этот период освоения разрезающего ряда очень важен, поскольку позволяет сократить возможные потери нефти в ряду между скважинами и обеспечить за счет интенсивной эксплуатации промежуточных скважин быстрый рост добычи нефти уже в начальной фазе освоения эксплуатационного объекта.

Рассматриваемый вид заводнения применяют на залежах пластового типа с параметрами пластов и нефтей, указанными для законтурного заводнения, но с большой площадью нефтеносности, а также на залежах разных размеров при практически повсеместном залегании пласта-коллектора, но при ухудшении условий фильтрации у ВНК.

Виды внутриконтурного заводнения:

3.1. При блоковом заводнении нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на полосы (блоки), размещают ряды добывающих скважин в таком же направлении. При вытянутой форме залежи ряды скважин располагают обычно перпендикулярно к ее длинной оси (рис. 65).

Рис. 65. Система разработки нефтяной залежи с блоковым заводнением. Условные обозначения см.на рис. 63

При «круговой» форме залежей с обширными площадями нефтеносности направление рядов скважин выбирают с учетом зональной неоднородности продуктивных пластов – вкрест выявленной превалирующей ориентации зон с повышенной толщиной (и, как правило, с повышенными пористостью и проницаемостью) коллекторов (рис. 66).

Рис. 66. Система разработки крупной «круговой» нефтяной залежи с блоковым заводнением. Зоны с толщиной и коллекторскими свойствами пласта: 1 – высокими, 2 – низкими; остальные условные обозначения см. на рис. 63

При проектировании систем разработки с рассматриваемым видом заводнения особое внимание следует уделять обоснованию ширины блоков и количества рядов добывающих скважин в блоке.

Ширину блоков выбирают от 4 до 1,5 км в зависимости от гидропроводности объекта.

Преимущества систем разработки с блоковым заводнением заключаются в том, что они могут проектироваться и реализовываться, когда детальные сведения о конфигурации контуров нефтеносности еще отсутствуют. Применение таких систем дает возможность осваивать блоки эксплуатационного объекта в нужной последовательности, регулировать разработку с помощью перераспределения объемов закачки воды. Обычно внутриконтурное разрезание нефтяных залежей рядами нагнетательных скважин на блоки или площади применяют для эксплуатационных объектов – при широком распространении пластов-коллекторов на площади, при средней проницаемости более 0,007–0,1 мД, при вязкости пластовой нефти до 15–20 мПа⋅с.

3.2. Площадное заводнение – также разновидность внутриконтурного, при котором в условиях общей равномерной сетки скважин – треугольной или квадратной – нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности. Местоположение добывающих и нагнетательных скважин в принимаемой сетке определяется в проектном документе на разработку.

Системы разработки с площадным заводнением (площадные системы) обладают большей активностью по сравнению с системами, охарактеризованными выше, поскольку здесь каждая добывающая скважина непосредственно контактирует с нагнетательными и на одну нагнетательную скважину обычно приходится меньшее количество добывающих скважин. Применяют несколько вариантов формы сеток и взаимного размещения нагнетательных и добывающих скважин, при которых системы разработки характеризуются различной активностью, т.е. разной величиной соотношения количеств добывающих и нагнетательных скважин.

Для линейной и пятиточечной систем это соотношение равно 1; для семиточечной прямой – 0,5, обращенной – 2; для девятиточечной прямой – 0,33, обращенной – 3; для ячеистой – 4–6.

Применяемые обычно при площадном заводнении системы показаны на рис. 67.

Рис. 67. Системы разработки с площадным заводнением. Формы сетки скважин: а – пятиточечная, б – семиточечная обращенная, в – девятиточечная обращенная,г– ячеистая; пунктиром выделен элемент системы; остальные условные обозначения см. на рис. 63

Наиболее широкое применение нашли пятиточечная, обращенная семиточечная и обращенная девятиточечная системы. Они обычно рекомендуются для эксплуатационных объектов с терригенными или карбонатными коллекторами порового типа и широко применяются при разработке объектов с низкой проницаемостью коллекторов, с повышенной вязкостью нефти или объектов с низкой проницаемостью и повышенной вязкостью.

3.3. Избирательное заводнение – разновидность внутриконтурного заводнения – предусматривает выбор местоположения нагнетательных скважин после разбуривания эксплуатационного объекта по равномерной сетке (рис. 68).

Избирательное заводнение применяют при резкой зональной неоднородности пластов, выражающейся в неповсеместном залегании коллекторов, в наличии двух или трех разновидностей коллекторов разной продуктивности, распределенных неравномерно по площади, и т.д..

3.4. Очаговое заводнение по сути является избирательным заводнением, но применяется как дополнение к другим разновидностям заводнений (законтурному, приконтурному, разрезанию на площади, блоки и др.). Очаги заводнения обычно создают на участках, не испытывающих или недостаточно испытывающих влияние заводнения после освоения запроектированного основного его вида. Под нагнетательные выбирают скважины из числа добывающих, преимущественно из тех, которые основную свою задачу уже выполнили, т.е. расположенные на заводненных участках заводнения бурят дополнительные скважины.

3.5. Барьерное заводнение . Эта разновидность внутриконтурного заводнения применяется при разработке нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей пластового типа с целью изоляции газовой (газоконденсатной) части залежи от нефтяной. Кольцевой ряд нагнетательных скважин располагают в пределах газонефтяной зоны, вблизи внутреннего контура газоносности. В результате нагнетания воды в пласте образуется водяной барьер, отделяющий газовую часть залежи от нефтяной.