Вопрос№1 «Методы поддержания пластового давления»

Регулирование пластового давления может быть осуществлено: 1. Закачкой воды

— по периферии залежи - законтурное заводнение;

— в нефтенасыщенную часть залежи - приконтурное и внутри-контурное 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. Закачкой газа в повышенные участки залежи.

3. 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. 4.2. 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 L_н. 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.

В ыбор 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. 4.2), 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 нео-днородностей 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.

Виды поддержания пластового давления путем заводнения

1. Законтурное заводнение

Управление процессом выработки запасов в этом случае осуще­ствляется через систему нагнетательных скважин, пробуренных в виде ряда, расположенного на определенном расстоянии от внеш­него контура нефтеносности. Практика реализации законтурного заводнения показала, что это расстояние не должно превышать 800 м. При таком удалении нагнетательного ряда от внешнего контура неф­теносности достигается равномерное воздействие на него, предотвращаются или минимизируются условия образования языков обвод­нения и прорывы закачиваемой воды в добывающие скважины. При этом расстояние от ряда нагнетательных скважин до первого ряда добывающих не должно существенно отличаться от 1,5-2,0 км.

Условия, благоприятные для применения законтурного завод­нения:

— высокая гидропроводность и пьезопроводность пласта, что обуславливает хорошую гидродинамическую связь нефтенасыщен­ной области с областью искусственного питания (ряд нагнетатель­ных скважин);

— пласт однородный;

— пластовое давление Р_пл больше давления насыщения Р_нас, Р_пл > Р_пл;

— отсутствие газовой шапки;

— значительные запасы нефти;

— определенная вязкость нефти в пластовых условиях;

— отсутствие тектонических нарушений (сбросов, взбросов и др.);

— сравнительно небольшие по размерам залежи нефти, когда отношение нефтенасыщенной площади залежи F₃ к длине контура нефтеносности L_н не превышает 2 км.

Совершенно очевидно, что наилучшие показатели законтурно­го заводнения будут получены при соблюдении всех вышеперечис­ленных условий, хотя на практике это не всегда возможно.

К недостаткам законтурного заводнения относятся:

— невысокий КПД процесса, т.к. давление нагнетания должно быть достаточным для преодоления сравнительно больших фильт­рационных сопротивлений между рядами нагнетательных и добыва­ющих скважин, расстояние между которыми может достигать 2 км;

— повышенный расход воды за счет оттока ее в область пита­ния (за линию нагнетательных скважин);

— вероятность образования языков и конусов обводнения. Языки обводнения образуются в реальных пластах вследствие нео­днородности их строения. Если на залежи имеются зоны повышенной проницаемости (рис. 4.3 а), в этих зонах регулярное перемещение фронта вытеснения нарушается и начинается образование языков об­воднения, которые трансформируют внешний контур нефтеноснос­ти. Добывающие скважины, которых достиг язык обводнения, резко обводняются, что отрицательно сказывается на процессе выработки запасов. В этом случае необходимо регулировать режимы работы как обводняющихся добывающих скважин, так и скважин расположен­ных рядом, а также существенно ограничивать давление и объем за­качиваемой воды в нагнетательные скважины, которые являются при­чиной обводнения добывающих, и кроме того, изменяют режимы ра­боты других, рядом расположенных нагнетательных скважин.

Образование конусов обводнения связано с трансформацией водонефтяного контакта (рис. 4.3 б). Когда трансформирующийся ВНК достигает скважины, наступает первая стадия обводнения. Современем ВНК достигает кровли пласта (II стадия обводнения), и скважина обводняется полностью. Из схемы рис. 4.3 б видно, что в этом случае значительные объемы нефти в окрестности скважины остаются неизвлеченными и текущий коэффициент нефтеотдачи снижается. Существуют определенные способы предотвращения, либо регулирования процесса конусообразования.