Методы поддержания пластового давления

⇐ ПредыдущаяСтр 7 из 12Следующая ⇒

Искусственное поддержание пластового давления достигается методами законтурного, приконтурного и внутриконтурного заводнения, а также закачкой газа в газовую шапку пласта.

Метод законтурного заводнения (рисунок 13) применяют при разработке сравнительно небольших по размерам залежей. Он заключается в закачке воды в пласт через нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности на расстоянии 100 м и более. Эксплуатационные скважины располагаются внутри контура нефтеносности параллельно контуру.

В результате заводнения приток воды к пласту увеличивается и давление и нефтяной залежи поддерживается на высоком уровне.

Рисунок 13 — Система разработки нефтяной залежи с законтурным заводнением

Контуры нефтеносности: 1 — внешний, 2 — внутренний; Скважины: 3 — нагнетательные, 4 - добывающие

Метод приконтурного заводнения применяют на месторождениях с низкой проницаемостью продуктивных пластов в части, заполненной водой. Поэтому нагнетательные скважины располагают либо вблизи контура нефтеносности, либо непосредственно на нем. (рисунок 14).

Рисунок 14 — Система разработки нефтяной залежи с приконтурным заводнением

Контуры нефтеносности: 1 — внешний, 2 — внутренний; Скважины: 3 — нагнетательные, 4 - добывающие

Метод внутриконтурного заводнения применяется для интенсификации разработки нефтяной залежи, занимающей значительную площадь.

Внутриконтурное заводнение представлено целым рядом разновидностей:

¨ разрезание рядами нагнетательных скважин;

¨ площадное;

¨ избирательное;

¨ очаговое;

¨ головное;

¨ барьерное.

Выделяют несколько подвидов разрезания рядами нагнетательных скважин — разрезание на площади, блоковое и сводовое (центральное).

При заводнении с разрезанием эксплуатационного объекта на площади самостоятельной разработки разрезающие ряды располагают таким образом, чтобы выделить площади самостоятельной разработки, значительно различающиеся по геолого-промысловой характеристике (участки с разным количеством пластов в эксплуатационном объекте, с разной продуктивностью разреза, с различным характером нефтеводонасыщения и т. д.).

Большое преимущество системы разработки с разрезанием объекта на площади — возможность начинать проектирование и разработку с площадей наиболее продуктивных и с наибольшими запасами.

Блоковое заводнение

При блоковом заводнении нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на полосы (блоки), в пределах которых размещают ряды добывающих скважин такого же направления. При вытянутой форме залежи ряды скважин располагают обычно перпендикулярно к ее длинной оси (рисунок 15). При «круговой» форме залежей, особенно с обширными площадями нефтеносности, направление рядов скважин выбирают с учетом зональной неоднородности продуктивных пластов — в крест выявленной по данным разведки превалирующей ориентации зон с повышенной мощностью (и, как правило, с повышенной пористостью и проницаемостью) коллекторов. В результате достигается пересечение всех зон, содержащих основную часть запасов нефти, линиями разрезания и, следовательно, обеспечение большего влияния в них закачки воды. При ином направлении блоков, принятом без учета данных о границах зон разной продуктивности, разрезающие ряды в значительной части могут оказаться на участках с пониженной проницаемостью пласта, что обусловит низкую приемистость значительной части нагнетательных скважин и отсутствие в части высокопродуктивных зон воздействия нагнетаемой воды.

Рисунок 15 — Система разработки нефтяной залежи с блоковыми заводнением

1 — контур нефтеносности; Скважины: 2 — нагнетательные; 3 — добывающие

При разрезании залежи рядами нагнетательных скважин закачка воды в пласты производится через нагнетательные скважины, расположенные в пределах самой залежи рядами, называемыми разрезающими рядами или линиями разрезания.

Обычно все скважины разрезающего ряда после бурения непродолжительно эксплуатируются на нефть при возможно более высоких дебитах. Это дает возможность очистить призабойную зону пласта и снизить пластовое давление в ряду, т.е. создает условия для успешного освоения скважин под закачку воды. Затем скважины через одну осваивают под нагнетание, продолжая интенсивную добычу нефти из промежуточных скважин ряда. Это способствует перемещению нагнетаемой в пласт воды вдоль разрезающего ряда. После обводнения промежуточных скважин они также переводятся под закачку воды. При такой технологии освоения скважин разрезающего ряда вдоль него в пласте создается полоса воды.

Добывающие скважины при этой разновидности заводнения располагают в рядах, параллельных разрезающим рядам. Отбор нефти из добывающих скважин и продолжающееся нагнетание воды в скважины разрезающего ряда обусловливают расширение полосы воды, созданной вдоль ряда, и перемещение ее границ в направлении к добывающим рядам. Таким путем обеспечиваются вытеснение нефти водой и перемещение ее в пласте к добывающим скважинам.

Разрезание нефтяных залежей на блоки нашло самое широкое применение практически во всех нефтедобывающих районах страны. Большинство месторождений Западной Сибири также разрабатываются в основном с применением блокового заводнения, в том числе Самотлорское, Федоровское, Западно-Сургутское, Правдинское и др.

Сводовое заводнение

При сводовом заводнении нагнетание воды осуществляется в скважины одного практически прямолинейного (рисунок 16 а) или кольцевого разрезающего ряда (рисунок 16 б), расположенного в сводовой части залежи. Эти разновидности заводнения применяют для пластов, геолого-физическая характеристика которых благоприятна для применения разрезания вообще. Рациональны они для залежей с умеренной площадью нефтеносности. Показания для применения — низкая проницаемость пластов или наличие экранирующего слоя под залежью, необходимость дополнить законтурное заводнение для усиления воздействия на центральную часть залежи.

а ОСЕВОЕ ЗАВОДНЕНИЕ	б ЦЕНТРАЛЬНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ
Рисунок 16 — Разновидность системы со сводовым заводнением Контуры нефтеносности: 1 — внешний; 2 — внутренний; Скважины: 3 — нагнетательные, 4 — добывающие

Площадное заводнение

Площадное заводнение также разновидность внутриконтурного заводнения, при котором в условиях общей равномерной сетки скважин нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности, установленной проектным документом на разработку.

Системы разработки с площадным заводнением (площадные системы) обладают большей активностью по сравнению с системами, охарактеризованными ранее. Это обусловлено тем, что в рамках систем с площадным заводнением каждая добывающая скважина с самого начала разработки непосредственно контактирует с нагнетательными, в то время как, например, при внутриконтурном разрезании в начале разработки под непосредственным влиянием нагнетательных скважин находятся лишь скважины внешних (первых) добывающих рядов. Кроме того, при площадном заводнении на одну нагнетательную скважину обычно приходится меньшее количество добывающих скважин, чем при ранее рассмотренных системах.

Применяют несколько вариантов формы сеток и взаимного размещения нагнетательных и добывающих скважин, при которых системы разработки характеризуются различной активностью, т.е. разной величиной отношения количеств добывающих и нагнетательных скважин.

Применяемые при площадном заводнении формы сетки скважин показаны на рисунке 17.

Системам разработки с площадным заводнением свойственны и некоторые негативные моменты. Они практически не позволяют регулировать скорость продвижения воды к разным добывающим скважинам элемента системы разработки путем перераспределения объемов закачиваемой воды. В связи с этим возрастает вероятность преждевременного обводнения значительной части добывающих скважин. Этот процесс усугубляется неодновременным вводом новых добывающих скважин в элементе системы после начала закачки воды, продолжительными остановками отдельных скважин для подземного и капитального ремонта, отключением обводненных скважин, существенными различиями в дебитах скважин и др. Вследствие своеобразной конфигурации линий тока при площадном заводнении между скважинами могут формироваться целики (застойные зоны) нефти.

Рисунок 17 — Системы разработки с площадным заводнением

Формы сеток скважин: а — пятиточечная, б — семиточечная обращенная, в — девятиточечная обращенная, г — ячеистая

От механизма вытеснения нефти во многом зависит важнейший показатель разработки нефтяных месторождений - коэффициент нефтеотдачи, характеризующий полноту извлечения нефти из недр. Коэффициент нефтеизвлечения — это доля извлеченной из пласта нефти от ее первоначальных запасов:

(2)

где η — коэффициент нефтеотдачи; V_зап — начальные запасы нефти; V_извл— извлеченное количество нефти; V_ост — остаточные запасы нефти. При расчете коэффициента нефтеотдачи начальные запасы, извлеченное количество нефти и остаточные запасы должны быть приведены к одинаковым условиям, обычно к поверхностным.

Различают два коэффициента нефтеизвлечения — текущий, определяемый на данный момент разработки месторождения, и конечный(плановый), характеризующий полноту извлечения нефти на момент окончания разработки месторождения. Конечный коэффициент нефтеотдачи зависит от коллекторских свойств пласта, физических свойств нефти, строения залежи, системы разработки месторождения, и, главным образом, от режима работы залежи.

Нефтеотдача при вытеснении нефти водой определяется взаимодействием гидродинамических и капиллярных сил. Отбор жидкости из добывающих скважин приводит к тому, что давление в нефтенасыщенной части пласта становится ниже, чем в водоносной. Под действием разницы давлений контурная или подошвенная вода внедряется в нефтенасыщенные поры пласта и вытесняет из них нефть в сторону добывающих скважин. По мере дальнейшего отбора нефти вода продвигается к центру залежи, охватывая все большие и большие объемы пласта, происходит стягивание контура нефтеносности. Вследствие действия капиллярных сил и неоднородности коллектора вытеснение нефти водой не носит поршневого характера. Вода постепенно замещает нефть в пласте, и поэтому в нем формируются несколько зон с различной насыщенностью порового пространства (рис. 18). В зоне I, еще не охваченной заводнением, сохраняется начальная насыщенность коллектора. Часть порового пространства занимает неподвижная связанная вода, а в остальном объеме движется нефть. В зоне II под действием гидродинамических сил происходит замещение основного объема нефти в поровом пространстве на воду.

Рисунок 18 - Распределение насыщенности в пласте при вытеснении нефти водой s_св — насыщенность связанной водой; s_ф — водонасыщенность на условном контуре вытеснения; s_к — водонасыщенность на начальном контуре нефтеносности

Лекция № 7

⇐ Предыдущая 2 3 4 5 678 9 10 11 Следующая ⇒