Геологическое обоснование систем разработки залежей нефти с заводнением

Нефти из недр

Влияющие на величину коэффициента извлечения

Основные геолого-технологические факторы,

Рациональные системы разработки предусматривают достиже­ние максимально возможного коэффициента извлечения нефти из недр при экономически целесообразном уровне затрат.

Различают конечный и текущий коэффициенты извлечения нефти. Конечный коэффициент определяется отношением величины извлекаемых запасов залежи к начальным балансовым, а теку­щий — отношением накопленной добычи к начальным балансовым запасам залежи.

На величину коэффициента извлечения нефти г) оказывают влияние в первую очередь степень вытеснения нефти из пласта водой, определяемая коэффициентом вытеснения т)_выт, и охват нефтяного пласта заводнением, определяемый коэффициентом охвата т]₀хв- В последнее время в формулу определения г| вводят в качестве сомножителя и коэффициент заводнения Т1_зав: П —

^1вытЛохв'1зав'

Коэффициент вытеснения в значительной мере зависит от вели­чины отношения вязкости нефти к вязкости воды ц_н/ц._в и степени однородности пласта. Чем меньше ц^/щ и однороднее пласт, тем выше коэффициент вытеснения. Коэффициент вытеснения воз­растает с увеличением объемов прокачанной воды, однако увели­чение объемов прокачки ведет к возрастанию себестоимости нефти.

Под коэффициентом охвата понимают отношение объема за­лежи, охваченного разработкой, к объему всей залежи. Он зависит от проницаемости пласта и ее изменчивости, расчлененности, прерывистости, от потерь нефти в тупиковых зонах, неполноты вытеснения по мощности пласта, несовершенства системы раз­работки в части размещения скважин и плотности сетки скважин. Перечисленные выше геологические и технологические факторы способствуют потерям нефти после прохождения фронта воды в виде целиков в изолированных линзах и полулинзах, в тупико­вых зонах и зонах выклинивания и литолого-фациального замеще­ния, в прослоях с низкой проницаемостью. В зависимости от расположения скважин на участках геологически неоднородных могут образовываться застойные зоны. Целики потерь образуются и в промежутках между скважинами центрального ряда и нагнета­тельными скважинами разрезающих рядов.

Таким образом, мероприятия по воздействию на пласт должны быть направлены в первую очередь на увеличение коэффициентов вытеснения и охвата, чтобы в конечном счете увеличить коэффи­циенты извлечения нефти.

В настоящее время в СССР большинство залежей со значитель­ными запасами нефти разрабатываются с заводнением, обеспечи­вающим поддержание пластового давления.

Поддержание пластового давления осуществляется путем за­качки в пласт преимущественно воды. При этом залежь в соответ­ствии с проектом разбуривается сеткой добывающих и нагнета­тельных скважин. В технологическом плане такая залежь пред­ставляет собой объект разработки. Одним объектом разработки будут являться и несколько продуктивных пластов, разрабатыва­емых одной сеткой скважин.

Вид заводнения на объекте разработки выбирается в зависи­мости от геологического строения продуктивного пласта в нефтя­ной и законтурных его частях, вязкости нефти и других ее свойств, естественного режима залежи и т. п.

Закачка воды производится в законтурную или приконтурную часть нефтяной залежи или непосредственно в нефтяную залежь. В зависимости от этого выделяют законтурное и внутриконтурное заводнение.

Система разработки с законтурным за­воднением. Основным условием успешного применения систем разработки с законтурным заводнением является наличие хорошей гидродинамической связи между нефтеносной и водо­носной частями пласта на контуре залежи. Обычно разработка с законтурным заводнением применяется для залежей нефти с естественным упруго-водонапорным режимом.

Добывающие скважины при системе разработки с законтурным заводнением располагаются рядами вдоль внутреннего контура нефтеносности, причем скважины каждого последующего ряда смещаются по отношению к скважинам предыдущего ряда на половину принятого расстояния между добывающими скважи­нами. Последний ряд скважин должен располагаться в самой повышенной части залежи (рис. 104, а).

При разработке пластовых сводовых залежей, приуроченных к асимметричным складкам, на пологом крыле размещается больше рядов добывающих скважин, чем на крутом (рис. 104, б). При разработке литологически экранированных залежей нагнетатель­ные скважины располагаются вдоль водонефтяного контакта (рис. 104, в).

Расстояние между скважинами в рядах принимается меньшим, чем расстояние между рядами. Этим обеспечивается более равно­мерное стягивание контура нефтеносности. В Волго-Уральской и Западно-Сибирской нефтегазоносных провинциях применяют расстояния между скважинами 300—500 м, а между рядами 500—800 м. Нагнетательные скважины располагают в непосред­ственной близости от контура нефтеносности (200—300 м), а во

многих случаях — прямо на внешнем контуре нефтеносности. Как правило, нагнетательные скважины бурятся вдоль всего контура.

Расстояния между нагнетательными скважинами при закон­турном заводнении обычно принимаются в 1,5—2 раза большими, чем расстояния между добывающими скважинами. Число нагне­тательных скважин, а следовательно, и расстояния между ними могут быть рассчитаны в зависимости от необходимых объемов воды, подлежащих закачке, и приемистости скважин. Объем воды, подлежащий закачке, определяется по объему в пластовых усло­виях жидкости, извлекаемой из пласта. Приемистость скважин устанавливается при их исследовании. При расчете необходимого объема воды для закачки следует учитывать ее отток в законтур­ную часть пласта. Величина оттока обычно принимается 10—20%.

Нагнетательные скважины желательно смещать на половину расстояния между добывающими скважинами первого ряда. Это позволит обеспечить более равномерное продвижение контура нефтеносности.

Порядок разбуривания системы запроектированных добыва­ющих и нагнетательных скважин при законтурном заводнении рекомендуется следующий. В первую очередь необходимо раз­бурить первый ряд добывающих скважин и не менее 50 % нагне­тательных скважин, затем следует бурить добывающие скважины второго, третьего рядов и оставшиеся нагнетательные скважины.

Наиболее эффективно законтурное заводнение при трех-пяти рядах добывающих скважин, большее число рядов нецелесооб­разно, так как расположенные на значительном расстоянии добывающие скважины не будут испытывать должного эффекта 250

от законтурного заводнения. Для быстрейшего вовлечения в раз­работку всей залежи следует применять дополнительное заводне­ние в разрезающие ряды нагнетательных скважин, что обеспечит равномерное воздействие нагнетаемой воды по всей залежи.

Система разработки с внутриконтурным заводнением. К внутриконтурному заводнению относятся: закачка воды в разрезающие залежь ряды нагнетательных сква­жин, приконтурное, площадное, очаговое заводнение.

Закачка воды в нагнетательные скважины, разрезающие за­лежь рядами, применяется при разработке крупных залежей нефти (рис. 105, а, б). При этом нагнетательные скважины раз­деляют крупные нефтяные залежи на эксплуатационные поля. Для каждого такого поля составляется свой проект разработки, определяющий систему расположения добывающих и нагнета­тельных скважин и уровень добычи нефти.

Ширина каждого эксплуатационного поля должна быть такой, чтобы на нем можно было расположить не более трех-пяти рядов добывающих скважин. Расстояние от первого ряда этих скважин до ряда нагнетательных скважин обычно принимается в 2 раза большим, чем между рядами добывающих скважин. На практике приняты расстояния между рядами добывающих скважин 400— 800 м, до нагнетательного ряда — 800—1600 м и между сква­жинами в добывающем ряду — 200—400 м. Расстояние между нагнетательными скважинами обычно принимается в 2 раза мень-

шим, так как закачивае­мая вода должна влиять на два эксплуатационных поля. Разбуривание зале­жи должно начинаться с рядов нагнетательных скважин. Затем бурятся ближайшие от них ряды добывающих скважин. В последнюю очередь бурит­ся центральный ряд сква­жин.

В начале разработки залежи нагнетательные скважины используются как добывающие. Это зна­чительно облегчает их освоение под нагнетание воды. Освоение скважин под нагнетание проводится через одну скважину, а из промежуточных сква­жин продолжается добыча нефти до подхода воды от соседней, на­гнетательной скважины. После значительного обводнения про­межуточные скважины осваиваются под нагнетание. Такой поря­док нагнетательных скважин разрезающих рядов обеспечивает образование сплошного фронта воды вдоль разрезающего ряда. Приконтурное заводнение применяется для сравнительно не­больших залежей, характеризующихся плохой связью водоносной и нефтяной частей пласта. Снижение проницаемости пласта в зоне водонефтяного контакта обусловливается литологической измен­чивостью пласта или физико-химическими процессами, происхо­дящими на контакте нефть — вода. В этих случаях для получения необходимого эффекта от закачки воды в пласт нагнетательные скважины следует располагать в зоне хороших коллекторов в нефтяной части пласта, вдоль контура нефтеносности (рис. 105, в). Первый ряд добывающих скважин обычно распо­лагается от ряда нагнетательных скважин на расстоянии, в 1,5— 2 раза превышающем расстояние между рядами добывающих скважин. Порядок разбуривания скважин при приконтурном заводнении тот же, что и при законтурном заводнении.

Площадное заводнение применяется для залежей нефти, при­уроченных к пластам, характеризующимся большой неоднород­ностью и имеющим низкие коллекторские свойства. При площад­ном заводнении скважины бурятся по треугольной или квадратной геометрической сетке. В часть скважин, расположенных равно­мерно по всей площади, производится закачка воды; из остальных скважин осуществляется добыча нефти (рис. 106). 252

Очаговое заводнение применяется для неоднородных пластов с целью регулирования процессов разработки. Обычно этот вид заводнения используют для повышения давления на участках, где слабо сказывается закачка воды от законтурных или раз­резающих рядов нагнетательных скважин. Под очаговые нагнета­тельные скважины выбираются высокопродуктивные добывающие скважины, вскрывшие более однородный пласт с лучшими кол-лекторскими свойствами в зоне, не подвергшейся влиянию за­качки воды. При закачке воды в такие скважины обеспечивается более быстрое восстановление давления на всем участке.