Разработка нефтяных месторождений с Использованием заводнения.

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЗАВОДНЕНИЯ.

Системы разработки месторождения с использованием заводнения

Системы разработки залежей классифицируют в зависимости от размещения скважин и вида энергии, используемой для пере­мещения нефти.

Размещение скважин . Под размещением скважин понимают сетку размещения и расстояния между скважинами (плотность сетки), темп и порядок ввода скважин в работу. Системы раз­работки подразделяют на следующие: с размещением скважин по равномерной сетке и с размещением скважин по неравно­мерной сетке (преимущественно рядами).

Системы разработки с размещением скважин по равномер­ной сетке различают: по форме сетки; по плотности сетки; по темпу ввода скважин в работу; по порядку ввода скважин в ра­боту относительно друг друга и структурных элементов залежи. Сетки по форме бывают квадратными и треугольными (шести­угольными). При треугольной сетке на площади размещается скважин больше на 15, 5 %, чем при квадратной в случае оди­наковых расстояний между скважинами.

Под плотностью сетки скважин подразумевают отношение площади нефтеносности к числу добывающих скважин. Вместе с тем это понятие очень сложное. Исследователи часто вклады­вают разное содержание в понятие плотности сетки скважин:

· принимают только площадь разбуренной части залежи;

· число скважин ограничивают по разным величинам суммарной до­бычи нефти из них;

· включают или не включают нагнетательные скважины в расчет; в процессе разработки месторождения число скважин значительно изменяется, площадь нефтеносности при напорных режимах уменьшается, это по-разному учитывают и т. д.

Иногда различают малую, среднюю и большую степени уплотнения скважин. Эти понятия весьма условны и различны для разных нефтепромысловых районов и периодов развития нефтяной промышленности. Проблема оптимальной плотности сетки скважин, обеспечивающей наиболее эффективную разра­ботку месторождений, была самой острой на всех этапах раз­вития нефтяной промышленности. Раньше плотность сетки скважин изменялась от 10⁴/скв (расстояния между скважи­нами 100 м) до (4—9) 10⁴/скв, а с конца 40-х — начала 50-х годов перешли к сеткам скважин с плотностью (30— 60)10⁴м²/скв. Исходя из теории интерференции и упрощенной схематизации процесса вытеснения нефти водой из однородного пласта, считалось, что при разработке нефтяных месторожде­ний при водонапорном режиме число скважин существенно не влияет на нефтеотдачу.

Практикой разработки и дальнейшими исследованиями ус­тановлено, что в реальных неоднородных пластах плотность сетки скважин оказывает существенное влияние на нефтеот­дачу. Это влияние тем больше, чем более неоднородны и преры­висты продуктивные пласты, хуже литолого-физическиё свой­ства коллекторов, выше вязкость нефти в пластовых условиях, больше нефти первоначально заключено в водонефтяных и под-газовых зонах. Уплотнение сетки скважин в неоднородно-линзовидных пластах существенно увеличивает нефтеотдачу (охват разработкой), особенно при удачном размещении скважин от­носительно различных линз и экранов. Наибольшее влияние оказывает плотность сетки в диапазоне плотностей сетки более (25—30)10⁴м²/скв. В диапазоне плотностей сетки менее (25— 30) 10⁴м²/скв влияние хотя и отмечается, однако оно не столь су­щественное, как при более редких сетках. В каждом конкрет­ном случае выбор плотности сетки должен определяться с уче­том конкретных условий.

В нашей стране применяют двухстадийное разбуривание пер­воначально редких сеток скважин и последующее избиратель­ное уплотнение их с целью повышения охвата неоднородных пластов заводнением, увеличения конечной нефтеотдачи и ста­билизации добычи нефти. В первую стадию бурят так называе­мый основной фонд добывающих и нагнетательных скважин при малой плотности сетки. По данным бурения и исследования скважин основного фонда уточняется геологическое строение неоднородного объекта, в результате чего возможны изменения плотности сетки скважин, которые разбуривают во вторую ста­дию и называют резервными. Резервные скважины предусмат­риваются с целью вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, которые не вовлекаются в раз­работку скважинами основного фонда в пределах контура их размещения. Число резервных скважин обосновывается с уче­том характера и неоднородности пластов (их прерывистости), плотности сетки скважин, соотношения вязкости нефти и воды и т. д. Число резервных скважин может составлять до 30 % ос­новного фонда скважин. Их место размещения следует плани­ровать в более ранние сроки разработки. Отметим, что для замены фактически ликвидированных скважин из-за старения (физического износа) или по техническим причинам (в резуль­тате аварий при эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин) требуется обосновывать также число скважин-дубле­ров, которое может достигать 10—20 % фонда.

По темпу ввода скважин в работу можно выделить одновре­менную (еще называют «сплошная») и замедленную системы разработки залежей. В первом случае темп ввода скважин в ра­боту быстрый — все скважины вводят в работу почти одновре­менно в течение первых одного — трех лет разработки объекта. При большом сроке ввода систему называют замедленной, ко­торую по порядку ввода скважин в работу различают на си­стемы сгущающуюся и ползучую. Сгущающуюся систему целе­сообразно применять на объектах со сложным геологическим строением. Она соответствует принципу двухстадийного разбуривания. Ползучую систему, ориентированную по отношению к структуре пласта, подразделяют на системы: а) вниз по паде­нию; б) вверх по восстанию; в) по простиранию. В практике разработки крупных отечественных месторождений ползучая и сгущающаяся системы разработки комплексно сочетаются. Только трудные природные (топи, болота) и геологические ус­ловия определили применение ползучей системы на Самотлорском месторождении.

Системы разработки с размещением скважин по равномер­ной сетке считают целесообразными при режимах работы пласта с неподвижными контурами (режим растворенного газа, грави­тационный режим), т. е. при равномерном распределении по площади пластовой энергии. В СНГ в основном по треуголь­ной сетке разбурено большинство эксплуатационных объектов Азербайджана, Туркмении, Западной Украины, Северного Кав­каза и др.

Системы разработки с размещением скважин по неравномер­ной сетке аналогично различают: по плотности сетки; по темпу ввода скважин в работу (ввода рядов скважин — работают один ряд, два, три); по порядку ввода скважин в работу. Дополни­тельно их разделяют: по форме рядов — с незамкнутыми ря­дами и с замкнутыми (кольцевыми) рядами; по взаимному рас­положению рядов и скважин — с выдержанными расстояниями между рядами и между скважинами в рядах и с уплотнением центральной части площади. Такие системы широко использовали при режимах работы пласта с подвижными контурами (водо-, газонапорный, напорно-гравитационный и смешанный режимы). При этом сква­жины размещали рядами, параллельными первоначальному кон­туру нефтеносности. Такую систему начали применять у нас впервые в 1930 г. на Новогрозненском, затем на Туймазинском (20 • 10⁴м²/скв при расстояниях между рядами 500 м и между скважинами в рядах 400 м), Ромашкинском (60*10⁴м²/скв — 1000 м-600 м), Усть-Балыкском (42-10⁴м²/скв), Мегионском (64-10⁴м²/скв), Самотлорском (64 •10⁴м²/скв) и других место­рождениях. При современном проектировании первоначальная расстановка скважин почти всегда равномерная.

Вид используемой энергии . В зависимости от вида энергии, используемой для перемещения нефти, различают: системы раз­работки нефтяных залежей при естественных режимах, когда используется только естественная пластовая энергия (т. е. си­стемы разработки без поддержания пластового давления); си­стемы разработки с поддержанием пластового давления, когда применяются методы регулирования баланса пластовой энергии путем искусственного се пополнения. По методам регулирова­ния баланса пластовой энергии выделяют: системы разработки с искусственным заводнением пластов; системы разработки с за­качкой газа в пласт.

Системы разработки с искусственным заводнением пластов могут осуществляться по следующим основным вариантам:

1. Законтурное заводнение, при котором воду закачивают в ряд нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности на расстоянии 100—1000 м. Его приме­няют на объектах с малорасчлененными по толщине продуктив­ными пластами, обладающими сравнительно высокой гидропро-водностью, при небольшой ширине залежей (до 4—5 км, а при наиболее благоприятном строении пластов и более). Примерами могут служить Туймазинское месторождение (Башкирия), где начали впервые применять заводнение в СССР (1948 г. ), де­вонская залежь Бавлинского месторождения (Татария), ясно­полянская залежь Ярино-Каменоложского месторождения (Пермская обл. ) и др. Оно не получило широкого распростра­нения.

Помимо параметра S_c для характеристики систем с законтурным заводнением можно использовать дополнительные параметры, такие, как расстояние между контуром нефтеносности и первым рядом добывающих скважин l₀₁, первым и вторым рядом добывающих скважин l_{12 и т. д.,} а также расстояния между добывающими скважинами. Нагнетательные скважины расположены за внешним контуром нефтеносности. Размещение трех рядов добывающих скважин характерно для сравнительно небольших по ширине месторождений. Так, при расстояниях между рядами, а также между ближайшим к контуру нефтеносности рядом и самим контуром нефтеносности, равных 500-600 м, ширина месторождения b составляет 2-2, 5 км. При большей ширине месторождения на его нефтеносной площади можно расположить пять рядов добывающих скважин. Однако дальнейшее увеличение числа рядов скважин, как показали теория и опыт разработки нефтяных месторождений, нецелесообразно. При числе рядов добывающих скважин больше пяти центральная часть месторождения слабо подвергается воздействию законтурным заводнением, пластовое давление здесь падает, и эта часть разрабатывается при режиме растворенного газа, а затем после образования ранее не существовавшей (вторичной) газовой шапки – пи газонапорном. Естественно, законтурное заводнение в данном случае окажется малоэффективным воздействием на пласт.

Системы разработки нефтяного месторождения с применением законтурного заводнения, как и все системы с воздействием на пласт, отличаются от систем без воздействия на пласт, как правило, большими значениями параметров S_c и N_кр, т. е. более редкими сетками скважин. Эта особенность при воздействии на пласт связана, во-первых, с получением больших дебитов скважин, чем при разработке без воздействия на пласт, что позволяет обеспечить высокий уровень добычи нефти из месторождения в целом меньшим числом скважин. Во-вторых, она объясняется возможностью достижения при воздействии на пласт большей нефтеотдачи и, следовательно, возможностью установления больших значений извлекаемых запасов нефти, приходящихся на одну скважину.

2. Приконтурное заводнение, когда нагнетательные сква­жины размещают в водонефтяной зоне в непосредственной бли­зости от внешнего контура нефтеносности. Его применяют вместо законтурного заводнения на залежах с проявлением так называемого барьерного эффекта на водонефтяном разделе или при сниженной проницаемости пласта в законтурной зоне. Гид­родинамическая связь законтурной и нефтеносной частей может ухудшиться вследствие окисления тяжелых фракций нефти на водонефтяном разделе, разрывных нарушений, литологических замещений и др. Приконтурное заводнение удачно запроекти­ровано, например, по пласту С_III Дмитровского месторождения (Куйбышевская обл. ).

3. Внутриконтурное заводнение, которое применяют в основ­ном на объектах с большими площадями нефтеносности (сотни квадратных километров и более). При законтурном заводнении одновременно может работать не более трех рядов скважин вследствие экранирования работы внутренних рядов внешними, поэтому для обеспечения отбора нефти также из центральной части эксплуатационного объекта крупные объекты с помощью разрезающих рядов нагнетательных скважин делят на отдель­ные, самостоятельно разрабатываемые участки, которые назы­вают эксплуатационными полями или блоками. Внутриконтурное заводнение в случае необходимости сочетается с законтур­ным или приконтурным заводнением.

В странах СНГ применяется внутриконтурное заводнение таких ви­дов: разрезание залежи нефти рядами нагнетательных скважин на отдельные площадки, блоки самостоятельной разработки; сводовое заводнение; очаговое заводнение; площадное за­воднение.

Система внутриконтурного заводнения с разрезанием залежи на отдельные площади или Рядная система разработки применяется на крупных нефтяных ме­сторождениях платформенного типа с широкими водонефтяными зонами. Широкие водонефтяные зоны отрезают от основ­ной части залежи и разрабатывают их по самостоятельным системам. На средних и небольших по размеру залежах приме­няют поперечное разрезание их рядами нагнетательных скважин на блоки (блоковое заводнение). Ширина площадей и блоков выбирается с учетом соотношения вязкостей и прерывистости пластов (литологического замещения) в пределах до 3—4 км, внутри размещают нечетное число рядов добывающих скважин (не более 5—7). Разрезание на отдельные площади и блоки на­шло применение на Ромашкинском (23 площади пласта Та­тария), Арланском (Башкирия), Мухановском (Куйбышевская область), Осинском (Пермская область), Покровском (Орен­бургская область), Узеньском (Казахстан), Правдинском, Мамонтовском, Западно-Сургутском, Самотлорском (Западная Си­бирь) и других месторождениях. С начала 60-х годов на место­рождениях Куйбышевской области (пласт А4 Козловского, пласт Б₂ Стрельненского, пласт До Жигулевского и другие месторож­дения) и затем Западной Сибири (Правдинское, Мамонтовское, пласты AB₁ Советского и Самотлорского месторождений) стали широко использоваться системы блокового заводнения, причем так называемые активные (интенсивные) системы с размеще­нием между двумя нагнетательными рядами не более 3—5 ря­дов добывающих скважин. Совершенствованием блоковых си­стем могут быть блочно-квадратные системы с периодическим изменением направлений потоков воды.

При небольшой вязкости нефти (до 3—5 мПа • с) для объек­тов с относительно однородным строением пластов системы за­воднения могут быть менее активными, блоки шириной до 3, 5— 4 км. Для ухудшенных условий активность систем должна по­вышаться, а ширина блоков должна уменьшаться до 2—3 км и менее. При однородных пластах с продуктивностью выше 500 т/(сут-МПа) оправдали себя пятирядные системы, а при продуктивности 10 — 50 т/(сут-МПа)— трехрядные (по Б. Т. Баишеву и др. ).

Практически применяют одно-, трех-, пятирядную схемы расположения скважин, представляющие собой соответственно чередование одного ряда добывающих скважин и ряда нагнетательных скважин, трех рядов добывающих и ряда нагнетательных скважин, пяти рядов добывающих и ряда нагнетательных скважин. Более пяти рядов добывающих скважин обычно не применяют по той же причине, что и при законтурном заводнении, так как в этом случае в центральной части полосы нефтеносной площади, заключенной между рядами нагнетательных скважин, воздействие на пласт заводнением ощущаться практически не будет, в результате чего произойдет падение пластового давления с соответствующими последствиями. Число рядов в рядных системах нечетное вследствие необходимости проводки центрального ряда скважин, к которому предполагается стягивать водонефтяной раздел при его перемещении в процессе разработки пласта. Поэтому центральный ряд скважин в этих системах часто называют стягивающим рядом.

Однорядная система разработки.  Рядные системы разработки необходимо характеризовать уже некоторыми иными параметрами (помимо указанных четырех). Так помимо расстояния между нагнетательными скважинами 2  и расстояния между добывающими скважинами 2  следует учитывать ширину блока или полосы L_п.

Параметр плотности сетки скважин S_c и параметр N_кр для одно-, трех-, и пятирядной систем могут принимать примерно такие же или большие значения, что и для систем с законтурным заводнением. О значении параметра  уже было сказано. Параметр  для рядных систем более четко выражен, чем для систем с законтурным заводнением. Однако он может колебаться в некоторых пределах. Так, например, для рассматриваемой однорядной системы =1. Это значит, что число нагнетательных скважин примерно равно числу добывающих скважин, поскольку число этих скважин в рядах и расстояния 2  и 2  могут быть различными. Ширина полосы при использовании заводнения может составлять 1-1, 5 км, а при использовании методов повышения нефтеотдачи – меньшие значения.

Поскольку в однорядной системе число добывающих скважин примерно равно числу нагнетательных, то эта система очень интенсивная. При жестком водонапорном режиме дебиты жидкости добывающих скважин равны расходам закачиваемого агента в нагнетательные скважины. Эту систему используют при разработке низкопроницаемых, сильно неоднородных пластов с целью обеспечения более высокого темпа разработки и охвата пластов воздействием, а также при проведении опытных работ на месторождениях по испытанию технологии методов повышения нефтеотдачи пластов, поскольку она обеспечивает возможность быстрого получения тех или иных результатов. Вследствие того, что по однорядной системе, как и по всем рядным системам, допускается различное число нагнетательных скважин и добывающих скважин в рядах, можно нагнетательные скважины использовать для воздействия на различные пропластки с целью повышения охвата неоднородного пласта разработкой.

Во всех системах с геометрически упорядоченным расположением скважин можно выделить элементарную часть (элемент), характерную для данной системы в целом. Складывая элементы, получают всю систему разработки месторождения.

В неоднородных пластах свойства пород-коллекторов и запасы нефти в элементах могут быть различными, что необходимо учитывать при проектировании разработки пластов. В рядных системах число скважин в нагнетательных и добывающих рядах также может быть различным. Поэтому расположение скважин в таких системах будет только условно геометрически упорядоченным. Тем не менее, хотя бы условно, можно выделять и элементы.

Не только в однорядной, но и в многорядных системах разработки может применяться как шахматное, так и линейное расположение скважин.

Трех- и пятирядная системы.

Для трех- и пятирядной системы разработки имеет значение не только ширина полосы L_п, но и расстояние между нагнетательными и первым рядом добывающих скважин l₀₁, между первым и вторым рядом добывающих скважин l₁₂, между вторым и третьим рядом добывающих скважин для пятирядной системы l_23. Ширина полосы L_п зависит от числа рядов добывающих скважин и расстояния между ними. Если, например, для пятирядной системы l₀₁ = l₁₂ = l₂₃ =700м, то L_п = 4, 2 км.

Для трехрядной =1/3, а для пятирядной =1/5. Пи значительной приемистости нагнетательных скважин по трех- и пятирядной системам число их вполне обеспечивает высокие дебиты жидкости добывающих скважин и высокий темп разработки месторождения в целом. Конечно, трехрядная система более интенсивная, нежели пятирядная, и обеспечивает определенную возможность повышения охвата пласта воздействием через нагнетательные скважины путем раздельной закачки воды или других веществ в отдельные пропластки. В то же время при пятирядной системе имеются большие, по сравнению с трехрядной, возможности для регулирования процесса разработки пласта путем перераспределения отборов жидкости из отдельных добывающих скважин.

При сводовом заводнении ряд нагнетательных скважин раз­мещают на своде структуры или вблизи него. Если размеры за­лежи превышают оптимальные, это заводнение сочетают с за­контурным. Сводовое заводнение подразделяют на:

а) осевое (нагнетательные скважины размещают по оси структуры — кумский горизонт Новодмитриевского месторождения в Краснодар­ском крае, пласты группы А Усть-Балыкского месторождения в Западной Сибири);

б)кольцевое (кольцевой ряд нагнетательных скважин с радиусом, приблизительно равным 0, 4 радиуса за­лежи, разрезает залежь на центральную и кольцевую пло­щади — Миннибаевская площадь Ромашкинского месторожде­ния);

в)центральное заводнение как разновидность кольцевого (вдоль окружности радиусом 200—300 м размещают 4—6 наг­нетательных скважин, а внутри се имеется одна или несколько добывающих скважин).

Очаговое заводнение может применяться в качестве само­стоятельного при разработке залежей нефти в резко неоднород­ных и прерывистых пластах и в качестве вспомогательного за­воднения в сочетании с законтурным и особенно внутриконтурным заводнением для выработки запасов нефти из участков, не охваченных основными системами. Разбуривание осуществляют по равномерной сетке с расположением буровых станков вблизи продуктивных скважин и последующим переходом «от извест­ного к неизвестному». Нагнетательные скважины выбирают из числа пробуренных так, чтобы они размещались на участках с наилучшей характеристикой пластов и оказывали влияние на максимальное число окружающих добывающих скважин. В связи с этим его называют избирательным заводнением. Внедрено очаговое заводнение на месторождениях платформен­ного типа в Татарии (периферийные участки Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений), Башкирии (месторождения Краснохолмской группы), Коми АССР, Пермской, Оренбург­ской обл. и т. д. Оно более эффективно на поздней стадии раз­работки. Впервые внедрено в 1957 году на участке Леонидовского нефтяного месторождения.

Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной закачкой рабочего агента в залежь по всей площади ее нефтеносности. Площадные системы заводнения по числу скважинно-точек каж­дого элемента залежи с расположенной в его центре одной до­бывающей скважиной могут быть четырех-, пяти-, семи- и девя­титочечной и линейной системами (рис. 1). Линейная си­стема—это однорядная система блокового заводнения, причем скважины размещают не друг против друга, а в шахматном по­рядке. Отношение нагнетательных и добывающих скважин со­ставляет 1: 1; F=2a²; S=a²; (где F - площадь участка на одну нагнетательную скважину, S – плотность бурения скважин). Элементом этой системы может служить прямоугольник со сторонами 2L и 2б(н)=2б(д)=2б. Если 2L=2б, то ли­нейная система переходит в пятиточечную с таким же соотно­шением скважин (1: 1) и F с S, т. е. пятиточечная система – частный случай линейной. 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), F=4a²; S=a²; 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. Воз­можны также другие площадные системы. Таким образом, пло­щадные системы характеризуются различной активностью воз­действия на залежь, выраженной соотношением нагнетатель­ных и добывающих скважин (1: 3, 1: 2, 1: 1, 2: 1, 3: 1).

Пятиточечная система. Элемент системы представляет собой квадрат, в углах которого находятся добывающие скважины, а в центре – нагнетательная. Для этой системы отношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1: 1, =1.

Семиточечная система. Элемент системы представляет собой шестиугольник с добывающими скважинами в вершине и нагнетательной в центре. Добывающие скважины расположены в углах шестиугольника, а нагнетательная – в центре. Параметры =1/2, т. е. на одну нагнетательную скважину приходится две добывающие.

Девятиточечная система. Соотношение нагнетательных скважин и добывающих составляет 1: 3, так что =1/3. Самая интенсивная из рассмотренных систем с площадным расположением скважин пятиточечная, наименее интенсивная девятиточечная. Считается, что все площадные системы «жесткие», поскольку при этом не допускается без нарушения геометрической упорядоченности расположения скважин и потоков движущихся в пласте веществ использование других нагнетательных скважин для вытеснения нефти из данного элемента, если нагнетательную скважину, принадлежащую данному элементу, нельзя эксплуатировать по тем или иным причинам. В самом деле, если, например, в блочных системах разработки (особенно трех- и пятирядной) не может эксплуатироваться какая-либо нагнетательная скважина, то её может заменить соседняя в ряду. Если же вышла из строя или не принимает закачиваемый в пласт агент нагнетательная скважина одного из элементов системы с площадным расположением скважин, то необходимо, либо бурить в некоторой точке элемента другую такую скважину, либо осуществлять процесс вытеснения нефти из пласта за счет более интенсивной закачки рабочего агента в нагнетательные скважины соседних элементов. В этом случае упорядоченность потоков в элементах сильно нарушается.

В то же время пи использовании системы с площадным расположением скважин по сравнению с рядной получают важное преимущество, состоящее в возможности более рассредоточенного воздействия на пласт. Это особенно существенно в процессе разработки сильнонеоднородных по площади пластов. При использовании рядных систем для разработки сильнонеоднородных пластов нагнетание воды или других агентов пласт сосредоточено в отдельных рядах. В случае же с площадным расположением скважин нагнетательные скважины более рассредоточены по площади, что дает возможность подвергнуть отдельные участки пласта большему воздействию. В то же время, как уже отмечалось, рядные системы вследствие их большей гибкости по сравнению с системами с площадным расположением скважин имеют преимущество в повышении охвата пласта воздействием по вертикали. Таким образом, рядные системы предпочтительны при разработке сильнонеоднородных по вертикальному разрезу пластов.

Для регулирования разработки нефтяных месторождений используют очаговое и избирательное заводнения с частичным изменением ранее существовавшей системы разработки.

Рис. 1. Площадная четырех- (а), пяти- (б), семи- (в), девятиточечная (г) и линейная (д, е) системы заводнения (с выделенными элементам) 1 — добывающие, 2 — нагнетательные

Результаты исследований, проведенных в ВНИИнсфти, Гипровостокнефти, СибНИИНПи показали, что площадное заводнение эффективно при разработке малопроницаемых пластов. Эффективность площадного заводнения увеличивается с по­вышением однородности, толщины пласта, а также с уменьше­нием вязкости нефти и глубины залегания залежи. Площадное заводнение было запроектировано по пласту БС₁₀ Усть-Балыкского месторождения и др. Практика применения площадных и избирательных систем разработки, как считает Б. Т. Баишев, показала их явную неэффективность как с точки зрения темпов отбора нефти (не жидкости! ), так и нефтеотдачи. Особенно сложны при этом вопросы регулирования отбора и закачки, борьбы с обводнением скважин и т. д. Поэтому применять пло­щадные системы разработки можно только на поздней стадии разработки.

Масштабы применения различных систем заводнения (по данным М. Л. Сургучева) характеризуются следующими величи­нами (в % — в числителе число месторождений, в знаменателе добыча нефти): внутриконтурная, блоковая — 50/70; комбини­рованная (законтурная, внутриконтурная)—28/18; избиратель­ная, площадная—18/9; законтурная — 3, 3/3. Таким образом, блоковые системы разработки ввиду высокой эффективности на­шли наиболее широкое применение.

Системы разработки с закачкой газа в пласт могут приме­няться по двум основным вариантам: закачка газа в повышен­ные части залежи (в газовую шапку), площадная закачка газа. Успешная закачка газа возможна лишь при значительных углах наклона однородных пластов (улучшается гравитационное раз­деление газа и нефти), невысоком пластовом давлении (давле­ние закачки обычно на 15—20 % больше пластового), близости значений пластового давления и давления насыщения нефти га­зом или наличии естественной газовой шапки, малой вязкости нефти. По экономической эффективности она значительно усту­пает заводнению, поэтому нашла ограниченное применение на месторождениях Горячий Ключ (Краснодарский край), Битков (Западная Украина), Андижан-Палванташ (Фергана) и др.

 

⇐ Предыдущая12345678Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: