Показатели в предыдущем вопросе.

Можно выделить четыре периода разработки, которые будем называть стадиями.

Первая стадия (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. На ее протяжении добывают, как правило, безводную нефть. Длительность ее зависит от размеров месторождения и темпов бурения скважин, составляющих основной фонд.

Достижение максимального годового отбора извлекаемых запасов нефти не всегда совпадает с окончанием бурения скважин. Иногда оно наступает раньше срока разбуривания залежи.

Вторая стадия (стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильными годовыми отборами нефти.

Проектирование разработки месторождения часто указывают именно максимальную добычу нефти, год, в котором эта добыча должна быть достигнута, а также продолжительность второй стадии. Основная задача этой стадии осуществляется путем бурения скважин резервного фонда, регулирования режимов скважин и освоения в полной мере системы заводнения или другого метода воздействия на пласт.

Некоторые скважины к концу стадии перестают фонтанировать, и их переводят на механизированный способ эксплуатации (с помощью насосов).

Третья стадия (стадия падающей добычи нефти) характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резким увеличением газового фактора при газонапорном режиме. Практически все скважины эксплуатируются механизированным способом. Значительная часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации.

Четвертая стадия (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти.

Первые три стадии, в течение которых отбирают от 70 до 95% от извлекаемых запасов нефти, образуют основной период разработки. На протяжении четвертой стадии извлекают оставшиеся запасы нефти. Однако именно в этот период, характеризующий в целом эффективность реализованной системы разработки, определяют конечное значение количества извлекаемой нефти, общий срок разработки месторождения и добывают основной объем попутной воды.

Как видно из рис. 2 (кривая 2), для некоторых месторождений характерно, что следом за первой стадией наступает стадия падения добычи нефти. Иногда это происходит уже в период ввода месторождения в разработку. Такое явление характерно для месторождений с вязкими нефтями или тогда, когда к концу первой стадии были достигнуты высокие темпы разработки порядка 12–20%/год и более. Из опыта разработки следует, что максимальный темп разработки не должен превышать 8 –10 %/год, а в среднем за весь срок разработки величина его должна быть в пределах 3–5 %/год.

Отметим еще раз, что описанная картина изменения добычи нефти из месторождения в процессе его разработки будет происходить естественно в том случае, когда технология разработки месторождения и, может быть, система разработки останутся неизменными во времени. В связи с развитием методов повышения нефтеотдачи пластов на какой-то стадии разработки месторождения, скорее всего на третьей или четвертой, может быть применена новая технология извлечения нефти из недр, вследствие чего снова будет расти добыча нефти из месторождения.

Темп отбора жидкости – отношение годовой добычи жидкости в пластовых условиях к извлекаемым запасам нефти (выражается в %/год).

Если динамика темпа разработки характеризуется стадиями, то изменение темпа отбора жидкости во времени происходит следующим образом. На протяжении первой стадии отбор жидкости по большинству месторождений практически повторяет динамику темпа их разработки. Во второй стадии темп отбора жидкости по одним залежам остается постоянным на уровне максимального, по другим – уменьшается, а по третьим – возрастает. Такие же тенденции в еще большей степени выражены в третьей и четвертой стадиях. Изменение темпа отбора жидкости зависит от водонефтяного фактора, расхода нагнетаемой в пласт воды, пластового давления и пластовой температуры.

Водонефтяной фактор – отношение текущих значений добычи воды к нефти на данный момент разработки месторождения (измеряется в ). Этот параметр, показывающий, сколько объемов воды добыто на 1 тонну полученной нефти, является косвенным показателем эффективности разработки и с третьей стадии разработки начинает быстро нарастать. Темп его увеличения зависит от темпа отбора жидкости. При разработке залежей маловязкой нефти в конечном итоге отношение объема добытой воды к добыче нефти достигает единицы, а для вязкой нефти увеличивается до 5 - 8 м³/т и в некоторых случаях достигает 20 м³/т.

Расход нагнетаемых в пласт веществ. При осуществлении различных технологий с целью воздействия на пласт используют различные агенты, улучшающие условия извлечения нефти из недр. Закачивают в пласт воду или пар, углеводородные газы или воздух, двуокись углерода и другие вещества. Темп закачки этих веществ и их общее количество, а также темп их извлечения на поверхность с продукцией скважин – важнейшие технологические показатели процесса разработки.

Пластовое давление. В процессе разработки давление в пластах, входящих в объект разработки, изменяется по сравнению с первоначальным. Причем, на различных участках площади оно будет неодинаковым: вблизи нагнетательных скважин максимальным, а вблизи добывающих – минимальным. Для контроля за изменением пластового давления используют средневзвешенную по площади или объему пласта величину. Важные показатели интенсивности гидродинамического воздействия на пласт – давление на забоях нагнетательных и добывающих скважин. По разнице между этими величинами определяют интенсивность потока жидкости в пласте.

Пластовая температура. В процессе разработки этот параметр изменяется в результате дроссельных эффектов в призабойных зонах пласта, закачки в пласт теплоносителей, создания в нем движущегося фронта горения.

25. От чего зависит добыча газа из нефтяного месторождения в процессе его разработки. Что такое газовый фактор.

Добыча газа qг.

Этот показатель зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности его относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, наличия газовой шапки и системы разработки месторождения. Добычу газа характеризуют с помощью газового фактора, т.е. отношения объема добываемого из скважины за единицу времени газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче за ту же единицу времени дегазированной нефти. Средний газовый фактор как технологический показатель разработки определяют по отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти.

Эта величина при разработке месторождений на естественных режимах или при воздействии на пласт зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности газа относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, системы разработки нефтяного месторождения. В процессе поддержания пластового давления выше давления насыщения путем заводнения пласта кривая изменения добычи газа во времени будет подобна кривой добычи нефти. В случае же разработки нефтяного месторождения без воздействия на пласт, т. е. с падением пластового давления, после того как средневзвешенное пластовое давление станет меньше давления насыщения р_нас, насыщенность пласта газовой фазой существенно увеличивается и добыча газа резко возрастает.

Для характеристики добычи нефти и газа из скважин употребляют понятие о газовом факторе, т. е. отношение объема добываемого из скважины газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче в единицу времени дегазированной нефти. В принципе понятие о среднем газовом факторе можно использовать в качестве технологической характеристики разработки нефтяного месторождения в целом. Тогда средний газовый фактор равен отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти из месторождения.

В пластовых условиях (при пластовых давлениях) газ находится в растворённом состоянии и только при снижении давления начинает выделяться из нефти. Количество растворённого в нефти газа характеризуется понятием газовый фактор (Гф). Этот показатель используется при разработке нефтяных и газонефтяных месторождений.

Газовый фактор представляет собой объёмное содержание газа в единице массы нефти (Гф = Qг / Qн), единица измерения - м3/т.

В большинстве нефтяных компаний возможный объём добычи попутного газа определяется исходя из прогноза добычи нефти. То есть планируемое количество добываемой и подготавливаемой нефти умножается на газовый фактор (Qг = Qн x Гф). Так можно определить количество ПНГ на перспективу и спланировать возможные варианты его использования.

Пластовый газовый фактор фактически отражает содержание газа в нефти. Рабочий газовый фактор представляет собой сумму объемов газа, растворённого в нефти, и газа дополнительных источников.

Пластовый газовый фактор (Гфп, м3/т) - это количество нефтяного газа, приведённое к стандартным условиям (20°С и 0,101 МПа), отнесённое к одной тонне нефти, отобранной в пластовых условиях и разгазированной при однократном снижении давления от пластового до атмосферного. Пластовый газовый фактор необходим для подсчёта запасов растворённого в нефти газа, сравнения физико-химических характеристик различных пластовых нефтей, создания Технологической схемы разработки месторождения и контроля на этой основе за разработкой и эксплуатацией месторождения.

Рабочий газовый фактор (Гфр, м3/т) - это количество нефтяного газа, приведённое к стандартным условиям (20°С и 0,101 МПа), отнесённое к одной тонне добытой нефти, разгазированной по ступеням сепарации, которые приняты для данного месторождения - с учётом газа, выделяющегося из нефти при её подготовке. Рабочий газовый фактор необходим при текущем и перспективном планировании объёмов газа, которые будут добыты и использованы для технологических и производственных нужд.

26. Построение модели однородного пласта. Назвать главные параметры модели однородного пласта. На основе каких исследований в скважинах получают эти данные.

Главные параметры модели однородного пласта — порис­тость, абсолютная проницаемость и эффективная толщина. Для определения этих параметров проводят промыслово-геофизические исследования пластов в скважинах (определение кажуще­гося электрического сопротивления нефтегазоносных пород, по­тенциала собственной поляризации, акустических и ядерных па­раметров горных пород, нефти и газа, температуры пласта и др.). Одновременно на кернах, отобранных из продуктивного пласта в этих же скважинах, определяют пористость и абсо­лютную проницаемость, а также нижний предел проницаемости, т. е. значение проницаемости отдельных пропластков, из кото­рых не возможен промышленный приток нефти или вообще не­возможно извлечение нефти в промышленных масштабах при используемой технологии разработки пласта. Далее устанавли­вают связь между данными непосредственных лабораторных из­мерений пористости и абсолютной проницаемости и промысло­во-геофизических параметрами. Если такая связь подтвержда­ется, то в дальнейшем пористость и абсолютную проницаемость определяют только на основе данных промыслово-геофизичес­ких измерений, по результатам которых устанавливают и нефтенасыщенную толщину в скважинах. Из общей нефтенасыщенной толщины пласта вычитают часть толщины пласта с про­ницаемостью, равной или меньшей нижнего предела проницае­мости, и таким образом получают эффективную толщину пласта. По данным о пористости, абсолютной проницаемости и эф­фективной толщине, определенных в отдельных скважинах, вы­числяют средние значения этих величин для пласта в целом. Особым образом устанавливают относительные проницаемости для модели однородного пласта.

В этой модели основные параметры реального пласта (пористость, абсолютная и относительная проницаемости), изменяющиеся от точки к точке, ос-редняют. Часто, используя модель такого пласта, принимают гипотезу и о его изотропности, т.е. равенстве проницаемостей в любом направлении, исходящем из рассматриваемой точки пласта. Однако иногда считают пласт анизотропным. При этом принимают, что проницаемость пласта по вертикали (главным образом вследствие напластования) отличается от его проницаемости по горизонтали. Модель однородного в вероятностно-статистическом смысле пласта используют для пластов с действительной небольшой неоднородностью.

Наиболее просты модели однородного пласта в виде толщи горной породы с. одинаковыми во всех точках физическими свойствами. Непроницаемые верхняя (кровля) и нижняя (подошва) границы ее параллельны и горизонтальны.

Свойства пласта в количественном выражении определяют как средневзвешенные по объему величины:

(3.1)

Чаще используют средневзвешенные по площади залежи величины, которые устанавливают с помощью карт равных значений рассматриваемых параметров:

, (3.2)

где — параметр, определяемый как средний между двумя соседними линиями равных его значений; — площадь, образованная двумя соседними линиями с параметрами и ;

— общая площадь залежи.

27. Модели пласта и процесс вытеснения нефти (модель зонально неоднородного пласта, модель слоисто-неоднородного пласта, модель поршневого и непоршневого вытеснения и т.д.). Дать краткое объяснение каждой модели.

Под моделью в широком научном смысле этого слова понима­ют реально или мысленно созданную структуру, воспроизводя­щую или отражающую изучаемый объект. Название модель происходит от латинского слова modulus, что означает «мера, образец». Моделирование принадлежит к числу основных мето­дов познания природы и общества. Оно широко используется в технике и является важным этапом в осуществлении научно-технического прогресса. Создание моделей нефтяных месторождений и осуществле­ние на их основе расчетов разработки месторождений — одна из главных областей деятельности инженеров и исследователей-нефтяников. На основе геолого-физических сведений о свойствах нефтя­ного, газового или газоконденсатного месторождения, взглядов на его будущую систему и технологию разработки создают ко­личественные представления о их разработке. Система взаимо­связанных количественных представлений о разработке место­рождения—модель его разработки, которая состоит из модели пласта и модели процесса разработки месторождения. Модель пласта — это система количественных представ­лений о его геолого-физических свойствах, используемая в рас­четах разработки нефтяного месторождения. Модель про­цесса разработки месторождения — система количествен­ных представлений о процессе извлечения нефти из недр. Вооб­ще говоря, в модели разработки нефтяного месторождения мож­но использовать любую комбинацию моделей пласта и процес­са разработки, лишь бы эта комбинация наиболее точно отра­жала свойства пластов и процессов. Вместе с тем выбор той или иной модели пласта может повлечь за собой учет в модели процесса каких-либо дополнительных его особенностей и наобо­рот. Модель пласта следует, конечно, отличать от его расчетной схемы, которая учитывает только геометрическую форму пла­ста. Например, моделью пласта может быть слоисто-неоднород­ный пласт. В расчетной же схеме пласт при одной и той же его модели может быть представлен как пласт круговой формы, прямолинейный пласт и т. д. Модели пластов и процессов извлечения из них нефти и га­за всегда облечены в математическую форму, т. е. характеризу­ются определенными математическими соотношениями.

1. Модель слоистого пласта.Эта модель представляет собой структуру (пласт), состоящую из набора слоев с пористостью m_j и проницаемостью k_j (рис. 26). При этом считают, что из всей толщины пласта h слои с пористостью в пределах Am_j и проницаемостью в пределах Ak_j составляют часть A h_j. Если каким-либо образом, например, путем анализа кернового материала, геофизическими методами и т.д., измерять проницаемость отдельных прослоев пласта в различных скважинах, то окажется, что из суммарной толщины всех измеренных пропластков h часть их Ah₁ обладает проницаемостью в пределах Ak₁. Другая часть пропластков Ah₂ будет иметь проницаемость в пределах Ak₂ и т.д. Можно для реального пласта построить зависимость

A h/ h = f(k_j)A k_j (II.1)

и на ее основе создать модель слоистого пласта, которая будет представлять собой структуру, состоящую из набора прослоев различной проницаемости и характеризующуюся той же функцией (II. 1), что и реальный пласт.

С помощью зависимости вида (II. 1) построена гистограмма (рис. 27), где ступеньками представлены доли общей толщины пласта, которые занимают пропластки с соответствующей проницаемостью.

Рис. 27. Гистограмма проницаемости:

1 - кривая, аппроксимирующая гистограмму

2. Модель зонально-неоднородного пласта, свойства которого не изменяются по толщине, а на его площади выделяются зоны прямоугольной или квадратной формы с различными свойствами. Каждую зону можно рассматривать как элементарный однородный объем пласта (сторона квадрата) размером больше или равным расстоянию между соседними скважинами.

3. Модель слоисто-неоднородного пласта представляет собой пласт, в пределах которого выделяются слои с непроницаемыми кровлей и подошвой, характеризующиеся различными свойствами. По площади распространения свойства каждого слоя остаются неизменными. Сумма всех слоев равна общей нефтенасыщенной толщине пласта, т. е.

, где n –число слоев

4. Модель з о н а л ь н о - н е о д н о р о д н о r о и с л о и с т о- н е о д н о р о д н о r о п л а с т а объединяет характеристики предыдущих двух моделей.

5. Модель пласта с двойной пористостью представляет собой пласт, сложенный породами с первичной (гранулярной) и вторичной (трещиноватой) пористостью. По первичной пористости определяют запасы углеводородов в пласте, поскольку коэффициент пористости на порядок больше коэффициента трещиноватости. Однако гидродинамическое движение жидкостей и газов, вызванное перепадом давления, происходит по системе трещин. Считают, что весь объем пласта равномерно пронизан системой трещин. Расстояния между двумя соседними трещинами значительно меньше расстояния между двумя соседними скважинами.

6. Модель зонально-неоднородного и слоисто- неоднородного пласта с двойной пористостью объединяет характеристики двух предыдущих моделей и наиболее полно отражает особенности реальных продуктивных пластов. На основе этой модели трудно определять показатели процесса разработки месторождения.

7. Вероятностно-статистическая модель неоднородности пластов. В этой модели неоднородный пласт представлен в виде набора параллельно работающих цилиндрических (призматических) или конических трубок тока с неодинаковой проницаемостью, расположенных вдоль направления фильтрации и пересекающихся рядами добывающих и нагнетательных скважин. Плотность распределения, длину и площадь поперечного сечения трубок выбирают на основании изучения геологического строения залежи таким образом, чтобы полный их набор соответствовал по проницаемости набору действительных трубок тока в пласте. Распределение трубок тока по проницаемости обычно устанавливают по результатам статистического анализа проницаемости кернового материала или по геофизическим данным.

Для простоты счета пористость, начальную нефтенасыщенность и коэффициент вытеснения в первом приближении принимают одинаковыми по всем трубкам тока.

Прерывистость пласта учитывается длиной трубок тока, непрерывная его часть моделируется трубками, простирающимися от начала до конца залежи, а линзы и полулинзы — короткими трубками, соответствующими по длине их размерам.

Поршневое вытеснение нефти - это идеальный случай вытеснения нефти, когда в пласте между нефтью и водой образуется четкая граница раздела, впереди которой движется только нефть, а позади - только вода, т.е. текущий ВНК совпадает с фронтом вытеснения.

На пласт создается постоянный перепад давления постоянные давления соответственно на контуре пласта и на галерее (остальные поверхности непроницаемые). Жидкости считаются несжимаемыми, взаимно нерастворимыми и химически не реагирующими одна с другой и с пористой средой. Полагается, что плоскость контакта нефти и воды вертикальная. Это справедливо для случая либо предельно анизотропного пласта (проницаемость в вертикальном направлении равна нулю), либо равной плотности нефти и воды. Различны только вязкости нефти и воды. В пласте выделяются водяная, заводненная и нефтяная зоны. В первых двух движется вода, а в третьей - нефть. До начала вытеснения насыщенность неподвижной связанной водой в нефтяной зоне составляет S_CB. В заводненной зоне остаточная нефтенасыщенность остается постоянной и равной S_0H, а связанная вода неподвижна и смешивается с закачиваемой водой

Непоршневое вытеснение нефти - это вытеснение, при котором за его фронтом движутся вытесняющий и вытесняемый флюиды, т.е. за фронтом вытеснения происходит многофазная фильтрация.

28. Разработки трещиновато-пористых пластов при вытеснении нефти водой.

По результатам исследований и опыта разработки нефтяных месторождений можно сделать вывод, что подавляющее большинство пластов, сложенных не только карбонатными, но и терригенными породами, такими, как песчаники и алевролиты, в той или иной степени трещиноватые.

В одних случаях, особенно когда сами породы малопористы и плохо проницаемы, трещины - это главные каналы, по которым движется нефть к забоям добывающих скважин при разработке таких пород, на что указывает несоответствие прони­цаемости кернов и проницаемости, определенной в результате гидродинамических исследований скважин. Фактическая прони­цаемость часто оказывается намного выше определенной по зернам.

В процессе разработки трещиновато-пористых пластов при другом режиме изменение давления быстрее распространяется по системе трещин, в результате чего возникают перетоки жидкости между трещинами и блоками пород, т. е. матрицей, при­водящие к характерному для таких пород запаздыванию пере­распределения давления по сравнению с соответствующим пе­рераспределением давления в однородных пластах при упругом режиме.

На разработку трещиноватых и трещиновато-пористых плас­тов может оказывать существенное влияние резкое изменение объема трещин при изменении давления жидкости, насыщаю­щей трещины в результате деформации горных пород.

Один из наиболее сложных вопросов разработки трещинова­то-пористых пластов связан с применением процессов воздейст­вия на них путем закачки различных веществ, и в первую оче­редь с использованием обычного заводнения.

Возникает опасение, что закачиваемая в такие пласты вода быстро прорвется по системе трещин к добывающим скважи­нам, оставив нефть в блоках породы. При этом, по данным экс­периментальных исследований и опыта разработки, известно, что из самой системы трещин нефть вытесняется довольно эф­фективно и коэффициент вытеснения достигает 0,8-0,85. Опыт также показывает, что и из матриц трещиновато-пористых пла­стов при их заводнении нефть вытесняется, хотя коэффициент нефтевытеснения сравнительно невелик, составляя 0,20-0,30. Поясним, под действием каких же сил происходит вытеснение нефти водой из матриц трещиновато-пористых пластов.

Одна из сил вполне очевидна, хотя до последнего времени и слабо учитывалась в расчетах процессов разработки. Эта си­ла обусловлена градиентами давления в системе трещин, воз­действующими и на блоки породы.

Другая из сил связана с разностью капиллярного давления в воде и нефти, насыщающей блоки. Действие этой силы приво­дит к возникновению капиллярной пропитки пород, т. е. к заме­щению нефти водой в них под действием указанной разности капиллярного давления. Капиллярная пропитка оказывается возможной, если породы гидрофильные. Капиллярная пропитка матрицы или блоков трещиновато-пористых пластов вполне объяснима не только с позиции действия капиллярных сил, но и с энергетической точки зрения, так как минимум поверхност­ной энергии на границе нефти с водой будет достигнут, когда нефть соберется воедино в трещинах, а не будет насыщать по­ры матрицы, обладая сложной, сильно разветвленной поверх­ностью.

Рис. 1. Схема заводняемого трещиновато-пористого прямолинейного пласта:

1 - Блоки породы, охваченные капиллярной пропиткой;

2- Блоки породы, не охваченные капиллярной пропиткой

Поскольку вытеснение нефти водой начинается с границы пласта х = 0, то первые блоки, находящиеся у входа в пласт, будут пропитаны водой больше, чем более удаленные. Весь расход воды q, заканчивае­мой в прямолинейный пласт, уходит в определенное число бло­ков породы, так что в каждый момент времени пропитка их происходит в области 0 ≤ x ≤ xф (xф - фронт капиллярной про­питки). Этот фронт будет перемещаться в пласте со скоростью

υф = dxф/d (6)

29. Анализ опыта разработки нефтяных месторождений с применением заводнения. Какие виды заводнения применяются. Подготовка воды к закачке.

Закачка в нефтяной пласт воды – наиболее популярный метод разработки нефтяных месторождений. Этот метод позволяет поддерживать высокие текущие дебиты нефтяных скважин, и в итоге достичь высокого процента отбора извлекаемых запасов нефти.

Основной целью закачки воды в пласт является эффективное вытеснение нефти к добывающим скважинам и увеличение экономической эффективности разработки месторождения благодаря повышению коэффициента извлечения нефти из залежи.

Популярность этого метода разработки нефтяных залежей объясняется:

• Общедоступностью воды
• Относительной простотой осуществления процесса нагнетания вследствие наличия гидравлического напора столба жидкости в скважине
• Способностью воды распространяться по нефтенасыщенным пластам
• Высокой нефтеотдачей при вытеснении нефти

Заводнение обеспечивает высокий коэффициент извлечения нефти благодаря двум факторам:

• Поддержание пластового давления на эффективном для разработки месторождения уровне
• Физическое замещение нефти водой в порах пласта-коллектора

Законтурное заводнение

В случае хорошей гидродинамической связи между залежью и водонасыщенной частью пласта, нагнетаемые скважины располагаются в водонасыщенной части пласта от некотором расстоянии от внешнего контура нефтеносности.

Приконтурное заводнение

Приконтурной зоной называется зона пласта между внутренним и внешним контуром нефтеносности.

Этот вид заводнения применяется в случае отсутствия хорошей гидродинамической связи между залежью и законтурной областью. В этом случае нагнетание воды осуществляется в приконтурную часть пласта, располагая нагнетательные скважины у края нефтяной залежи , где проницаемость выше.

Внутриконтурное заводнение

Применяется при разработке нефтяных залежей больших размеров. Залежь разрезается рядами нагнетательных скважин на отдельные участки, которые разрабатываются самостоятельно. Такая система разработки позволяет существенно сохранить срок разработки залежи .

Существуют площадное (трех-, четырех, шести, восьми-точечное), очаговое, барьерное и избирательное заводнения.

Для поддержания добычи нефти на планируемом уровне применяют различные методы воздействия на пласт. Одним из методов является закачка воды в пласт – заводнение пласта. Существуют следующие методы заводнения:

1. Приконтурное;

2. Законтурное;

3. Внутриконтурное.

Выбор типа заводнения определяется типом залежи, размерами залежи, вязкостью пластовой нефти, типом породы-коллектора, ее проницаемостью, степенью неоднородности в зонах НВК, наличием разрывных нарушений и так далее.

Приконутрное заводнение.

Применяется для пластов с пониженной проницаемостью в законтурной части.

Это резко снижает поглотительную способностью законтурных нагнетательных скважин, и обуславливает слабый эффект воздействия на пласт. В этом случае возникает необходимость производить нагнетание воды в приконтурную часть пласта. Располагая нагнетательные скважины у края нефтяной залежи, где проницаемость пласта выше.

Законтурное заводнение.

Применяется при хороших коллекторских свойствах пласта и полной его толщины в периферийной части.

При этой системе разработки предусматривается размещение нагнетательных и эксплуатационных скважин кольцевыми рядами вдоль контура нефтеносности. Механизм вытеснения нефти из пласта водой такой же, как при природном водонапорном режиме. Этот метод достаточно эффективен при небольшой ширине залежи (5-6 км), относительно малой вязкости нефти (2-3 сантиПуаза) и высокой проницаемости коллектора (0,4-0,5 мкм2). Также при сравнительно однородном строении продуктивного пласта и хорошей сообщаемостью залежи с законтурной областью. Применение рассматриваемого вида заводнения в благоприятных геологических условиях позволяет добиваться высокой нефтеотдачи – примерно до 60 %.

Внутриконтурное заводнение.

Эта система применяется для пластов:

1) С ухудшенной проницаемостью в законтурной и приконтурной зонах пласта;

2) С очень большой площадью нефтеносности.

Для успешного проведения закачки воды внутрь нефтяной залежи необходимо тщательное геологическое изучение нефтеносного пласта, позволяющее установить целесообразность и необходимость нагнетания воды в пласт и определить метод внутриконтурного заводнения.

Внутриконтурное заводнение представлено целым рядом разновидностей. При разрезании залежи рядами нагнетательные скважин закачка воды в пласты производится через нагнетательные скважин, расположенные в пределах самой залежи рядами, которые называются разрезающими рядами, или линиями разрезания.

Обычно все скважины разрезающего ряда после бурения непродолжительно время эксплуатируются на нефть при возможном более высоких дебитах. Это дает возможность отчистить призабойную зону пласта и снизить пластовое давление в ряду. Таким образом создаются условия для успешного освоения скважин под закачку воды. Затем скважины через одну осваиваются 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 такой разновидности заводнения располагаются в рядах, параллельно разрезающим рядам. Отбор нефти из добывающих скважин и продолжающиеся нагнетание воды в скважины разрезающего ряда обусловливает расширение полосы воды, созданной вдоль ряда, и перемещению ее границ к добывающим рядам. Таким путем обеспечивается вытеснение нефти водой и перемещение ее в пласте к добывающим скважинам. Рассматриваемый вид заводнения применяется на залежах пластового типа с большой площадью нефтеносности, малой вязкостью нефти. В промысловой практике выделяют несколько видов разрезания:

1. На площади;

2. Блоковая;

3. Сводовая (осевое нагнетание воды).

Сводовые– закачка воды производится в нагнетательные скважины, расположенные по осевой линии складки.

Блоковое разрезание – нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на ряд блоков (на полосы), в пределах которых размещают ряды добывающих скважин такого же направления. При вытянутой форме залежи ряды скважин обычно располагают перпендикулярно ее длинной оси. Ширина блоков от 4 до 1,5 км.

При повышенной ширине блоков (3,5-4 км) располагается 5 рядов добывающих скважин. При меньшей ширине (1,5-3 км) – три ряда. В зависимости от количества рядов добывающих скважин, блоковое заводнение называют пятирядным или трехрядным.

Этот метод предложен академиком Крыловым для очень крупных залежей нефти платформенного типа. Для более эффективного использования запасов нефти в более короткие сроки предложено разрезать залежь нефти на ряд более мелких площадей размерами 200-300 км2. Каждая площадь разрабатывается самостоятельно. При разрезании очень крупных залежей следует в первую очередь отрезать водоплавающую часть залежи (приконутрную зону). Разработку отрезанной водоплавающей залежи следует производить по специальному проекту. Отрезанную центральную часть залежи целесообразно разрабатывать с применением центрального внутриконтурного заводнения.

Первая проблема разработки нефтя­ных мест-ий с применением заводнения состоит в лик­ви­дации отрицательного влияния высокого отно­шения вязкостей нефти и воды, а также неньюто­новских свойств нефти на текущую и конечную нефтеотдачу. Исследования и опыт разработки привели к созданию сле­дующих направлений решения этой проблемы: 1) применению для за­качки в пласт горячей воды и водя­ного пара; 2) загущению воды полимерными добавками и дру­гими ве­ществами; 3) использованию влажного и сверхвлажного внутрипластового горения.

Вторая проблема заводнения связана с прин­ципиальной не­возможностью достижения пол­ного вытеснения нефти водой даже при наиболее благоприятных условиях значительной про­ни­цаемости коллекторов и малых значениях пара­метра m₀. Решить проблему обеспечения пол­ного вытеснения нефти из пластов можно, либо обеспечив сме­шиваемость нефти с вытес­няющим ее веществом, либо приме­нив высоко­температурное воздействие на пласт, при кото­ром происходило бы выпаривание нефти.

Третья проблема, возник­шая в результате анализа и обобщения опыта разр-ки за­водняемых нефтяных мест-ий,-проблема обеспечения более полного охвата пластов процессом заводнения. Опыт применения заводнения показал, что реше­ние пробле­мы повышения охвата пластов можно получить путем комплекс­ного использования ме­тодов воздействия на призабойную зону добы­вающих и нагнетательных скважин, повышенных давле­ний нагнетания, эффективных средств подъема жидкости и скважин, методов регулиро­вания разработки месторождений.

Подготовка вод, закачиваемых в пласт, предусматривает: 1) осветление мутных вод коагулированием; 2) декарбонизацию; 3) обезжелезивание; 4) ингибирование.

Осветление мутных вод коагулированиемосуществляется с целью удаления очень мелких взвешенных частиц, которые практически не осаждаются под действием силы тяжести. Для этого в воду добавляют реагенты (сернокислый алюминий, хлорно