3.5. Основные положения регулирования поддержания пластового давления

Регулирование пластового давления может быть осуществлено:

1. Закачкой воды

— по периферии залежи - законтурное заводнение;

— в нефтенасыщенную часть залежи - приконтурное и внутриконтурное заводнение.

Внутри контурное заводнение, в свою очередь, может быть реализовано в виде:

— разрезания месторождения линейными или нелинейными рядами нагнетательных скважин;

— блочной системы заводнения;

— избирательного заводнения, одним из видов которого является очаговое заводнение.

2. Одновременной закачкой воды и газа.

Крупные нефтяные месторождения платформенного типа могут не иметь регулярного внешнего контура нефтеносности и в этом случае контур будет понятием в значительной степени условным, что видно из рис. 2. Видно, что не существует единой непрерывной линии контакта воды и нефти, вследствие чего возникают значительные трудности при организации удовлетворительного законтурного заводнения. Нагнетание воды в залежь приводит не только к повышению темпов отбора нефти, но и к росту пластового и забойного давлений в добывающих скважинах, что увеличивает период их фонтанирования .С другой стороны, закачка воды в залежь приводит к прорывам воды в добывающие скважины и преждевременному их обводнению.

Потенциал залежи (или месторождения) определяется размерами и

конфигурацией, ее строением, физическими свойствами системы (горные породы флюиды), энергетическим состоянием (пластовое давление, давление насыщения, газонасыщенность нефти), давлением на контуре питания и на линии отбора, расстоянием между ними, числом и системой размещения скважин и др. Кроме того, темп отбора нефти зависит и от отношения площади залежи (нефтенасыщенной) F3 к длине контура нефтенасыщенности. На практике это отношение может оказаться таким, что время разработки залежи будет чрезвычайно большим вследствие консервации ее центральной части даже при законтурном заводнении. Тем не менее, в этом случае время разработки залежи до проектного коэффициента нефтеотдачи может быть существенно сокращено искусственным изменением данного отношения.

Выбор того или другого метода ППД заводнением определяется рядом причин геологического, технологического, технического и экономического порядка. При законтурном заводнении, если нагнетательные скважины размещаются линейными рядами в водонасыщенной части залежи (области питания), а добывающие – в нефтенасыщенной части, для месторождений платформенного типа расстояние между этими рядами может быть достаточно большим (см. рис. 2), и законтурное заводнение станет малоэффективным из-за сравнительно низких дебитов нефти и значительного оттока закачиваемой воды во внешнюю водоносную область.

Повышение давления нагнетания воды приводит к увеличению потери закачиваемой воды во внешнюю водоносную область. Приближение ряда добывающих скважин к нагнетательному опасно тем, что часть добывающих скважин оказывается в обводненной части залежи. При приближении ряда нагнетательных скважин к добывающему часть целиков нефти оказывается за линией нагнетания, и нефть из этих целиков может быть не извлечена.

С целью повышения эффективности управления процессом выработки запасов путем заводнения возможен переход от законтурного заводнения к приконтурному. Максимально приближая нагнетательный ряд к добывающему и рискуя не охватить процессом разработки некоторую часть целиков нефти, можно существенно повысить отбор нефти из ряда (рядов) добывающих скважин. При этом ряд нагнетательных скважин следует располагать вблизи внутреннего контура нефтеносности, разделяя всю залежь на две части самостоятельной разработки: чисто нефтяную и водонефтяную.

Для крупных месторождений законтурное или приконтурное заводнение может оказаться недостаточно эффективным вследствие чрезмерного времени выработки запасов. В этом случае возможно разрезание крупного месторождения рядами нагнетательных скважин на отдельные площади, подобные нефтяным залежам небольших размеров с законтурным заводнением (внутриконтурное заводнение).

Опыт разработки ряда крупных месторождений позволил установить, что внутриконтурное заводнение значительно эффективнее законтурного. Определенный практический интерес представляют такие системы внутриконтурного заводнения, как:

— площадное заводнение с равномерно рассредоточенным размещением нагнетательных скважин среди добывающих;

— избирательное заводнение с учетом зональной и послойной неоднородности.

Проф. В.Н. Щелкачев отмечает, что при разработке крупного нефтяного месторождения с внутриконтурным заводнением нельзя его представлять в виде простой суммы небольших и средних нефтяных месторождений с законтурным заводнением без учета неоднородностей пласта и особенностей его строения.

Расчеты показывают и практика подтверждает, что площадное заводнение может обеспечить увеличение дебита добывающих скважин в сравнении с внутриконтурным рядным заводнением. Еще более высокие дебиты добывающих скважин можно получить при реализации избирательного заводнения.

Нефтенасыщенная область

Рис. 2. Фрагмент приконтурной части месторождения платформенного типа

(к понятию внешнего контура нефтеносности): А — нагнетательные скважины; О — добывающие скважины; — вода; — нефть.