Поддержание пластового давления и методы увеличения нефтеотдачи пластов

Общие понятия о методах воздействия на нефтяные и газовые пласты, их назначение.

С начала развития нефтяной промышленности до 40-х годов XX века залежи разрабатывали на режимах истощения, при которых извлекали не более 25% нефти от начальных запасов. Редко встречался естественный во­донапорный режим. К этому же периоду относится применение для отбора остаточных запасов так называемых вторичных методов добычи нефти - закачки воздуха и горячей газовоздушной смеси.

С конца 40-х годов наметился качественно новый этап в развитии технологии нефтедобычи — интенсивное внедрение заводнения как на энергетически истощенных (вторичный метод добычи нефти), так и на вводимых в разработку (первичный метод) месторождениях. Вследствие доступности воды, относительной простоты закачки и высокой эффективности вытеснения нефти водой обычное заводнение будет широко применяться еще длительное время. На месторождениях, разрабатываемых с заводнением залежей, в настоящее время добывается около 90% от общего уровня добычи нефти, в пласты закачивается более 2,5 млрд м³ воды в год.

Заводнением как отдельный метод разработки при благоприятных физико-геологических условиях позво­ляет достичь коэффициента нефтеотдачи 0,65-0,7. Однако при заводнении месторождений с трудноизвлекаемыми запасами (высокая вязкость нефти, малая проницаемость и большая неоднородность пластов) коэффициенты неф­теотдачи уменьшаются до 0,3-0,35 при увеличивающейся кратности промывки с 0,8-1 до 5-7, а при вязкости нефти более 25-30 мПа-с заводнение становится малоэффективным. Поэтому перед нефтяниками стоит проблема повы­шения нефтеотдачи пластов, заключающаяся в увеличении эффективности заводнения как основной технологии и в отборе остаточной нефти из уже заводненных зон (третичные методы добычи) и из залежей, которые разраба­тываются при других режимах истощения или вытеснения.

Условия эффективного применения поддержания пластового давления.

Поддержание пластового давления (ППД) закачкой воды, кроме повышения нефтеотдачи обеспечивает интенсификацию процесса разработки. Это обуславливается приближением зоны повышенного давления, созда­ваемого за счет закачки воды в водонагнетательные скважины, к добывающим скважинам.

В настоящее время обычное заводнение нефтяных залежей - самый общепризнанный и наиболее эффек­тивный метод повышения нефтеотдачи пластов. Быстрые темпы внедрения и большие масштабы применения ме­тода заводнения нефтяных месторождений обусловлены следующими факторами:

1) увеличением степени извлечения нефти из пластов в 1,5-2 раза по сравнению с режимом снижения пла­стового давления и разгазирования нефти;

2) простотой исполнения, не требующего сложного оборудования, кроме насосов и установок подготовки воды;

3) небольшими дополнительными расходами на процесс за счет бесплатной воды и простого недорого­стоящего оборудования для нагнетания, не превышающими 50-80% расходов на разработку без заводнения подго­товку воды.

На основе разнообразного опыта заводнения нефтяных залежей можно выделить следующие критерии его применимости, а также благоприятные и неблагоприятные факторы (табл. 7.1).

Таблица 7.1

Средние значения теплофизических свойств горных пород

Показатели	Благоприятное свойство	Неблагоприятное свойство
Глубина	Не ограничена	-
Толщина пласта, м	3-25 и более	Менее 2
Проницаемость, мкм2	Более 0,1-0,15	Менее 0,025
Тип коллектора	Крупнопоровый,порово-	Трещинный
	каверновый
Смачиваемость пород	Гидрофильность	Гидрофобность
Пластовое давление	Гидростатическое	Аномально высокое и низкое
Нефтенасыщенность, %	Более 70%	Менее 50
Температура, °С	Более 50	Менее 20
Вязкость нефти, мПа-с	Менее 5	Более 25
Система заводнения	Блоковая, рядная, площадная	Законтурная, осевая
Плотность сетки, га/скв	16-64	Более 65-80
Давление нагнетания, МПа	10-20	Выше горного на забое
Режим нагнетания	Циклический, изменение направ­	Стабильный
	ления потоков
Пластовое давление в зоне отбора	Равно давлению насыщения газом	Сильное разгазирование нефти в
	или на 20-25% ниже	пласте

Виды заводнения.

Законтурное заводнение.

Скважины располагают в законтурной водоносной части пласта (рис. 7.1). применение законтурной сис­темы разработки возможно тогда, когда водонефтяной контакт при достижимых перепадах давления может пере­мещаться. Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин, располо­женных за внешним контуром нефтеносности. Линия нагнетания располагается примерно в 300-800 м от контура нефтеносности для создания более равномерного воздействия на него, предупреждения образования языков об­воднения и локальных прорывов воды в эксплуатационные скважины.

Рис. 7.1. Принципиальная схема законтурного заводнения.

1 - добывающие скважины; 2 - нагнетательные скважины

Законтурное заводнение целесообразно:

• при хорошей гидродинамической связи нефтеносного пласта с областью размещения нагнетательных скважин;

• при сравнительно малых размерах залежи нефти, когда отношение площади залежи к периметру контура нефтеносности составляет 1,5-1,75 км. При больших значениях создаваемое давление в законтурной части практически не оказывает влияние на пластовое давление в центре залежи, в результате там наблюдается быстрое падение пластового давления;

• при однородном пласте с хорошими коллекторскими свойствами как по толщине пласта, так и по

площади. Законтурное заводнение имеет и недостатки. К их числу можно отнести следующие:

о повышенный расход энергии (дополнительные затраты мощностей насосных установок) на извле­чение нефти, так как нагнетаемой воде приходится преодолевать фильтрационное сопротивление зоны пласта между контуром нефтеносности и линией нагнетательных скважин;

о замедленное воздействие на залежь из-за удаленности линии нагнетания;

о повышенный расход воды вследствие ее оттока во внешнюю область пласта за пределы линии на­гнетания;

о повышенный расход воды вследствие ее оттока во внешнюю область пласта за пределы линии на­гнетания.

Приконтурное заводнение.

Ускорения воздействия на залежь можно достигнуть размещением нагнетательных скважин в непосредст­венной близости от контура нефтеносности или даже между внешним и внутренним контурами нефтеносности. Приконтурное заводнение применяется:

• при ухудшенной гидродинамической связи пласта с внешней областью;

• для интенсификации процесса эксплуатации, так как фильтрационные сопротивления между ли­ниями нагнетания и отбора уменьшаются за счет их сближения. Однако вероятность образования языков обводнения и прорыва воды к отдельным скважинам эксплуата­ционных рядов увеличивается. С этим связаны возможные потери нефти вследствие образования зон не охвачен­ных воздействием между нагнетательными скважинами. Нефть из этих зон может быть вытеснена только при тща­тельном регулировании процесса разработки, включая бурение дополнительных скважин.

С энергетической точки зрения Приконтурное заводнение более экономично, хотя при хорошей гидропро-водности внешней области потери нагнетаемой воды неизбежны.

Внутриконтурное заводнение.

Применяют в основном при разработке нефтяных залежей с очень большими площадными размерами. Внутриконтурное заводнение не отрицает законтурное заводнение, а в необходимых случаях внутриконтурное за­воднение сочетается законтурным.

Рис. 7.2. Схемы внутриконтурного заводнения.

1 - нагнетательные скважины; 2 - добывающие скважины а) с разрезанием залежи; б) осевое

Расчленение нефтеносной площади на несколько площадей (обычно шириной 4-5 км, а при слабопрони­цаемых коллекторах — 3-3,5 км) путем внутриконтурного заводнения позволяет ввести всю нефтеносную площадь в эффективную разработку одновременно.

Для полноценного разрезания нефтеносной площади нагнетательные скважины располагают рядами. При закачке в них воды по линиям рядов нагнетательных скважин образуется зона повышенного давления, которая препятствует перетокам нефти из одной площади в другую. По мере закачки очаги воды, сформировавшиеся во­круг каждой нагнетательной скважины увеличиваются в размерах и, наконец, сливаются, образуя единый фронт воды, продвижение которого можно регулировать так же, как и при законтурном заводнении. С целью ускорения образования единого фронта воды по линии ряда нагнетательных скважин, освоение скважин под нагнетание в ря­ду осуществляют «через одну». В промежутках проектные водонагнетательные скважины вводят в эксплуатацию как нефтедобывающие, осуществляя в них форсированный отбор. По мере появления в «промежуточных» скважи­нах закачиваемой воды, они переводятся под нагнетание воды.

Добывающие скважины располагают рядами параллельно рядам водонагнетательных скважин. Расстояние между рядами нефтедобывающих скважин и между скважинами в ряду выбирают, основываясь на гидродинамиче­ских расчетах, с учетом особенностей геологического строения и физической характеристики коллекторов на дан­ной разрабатываемой площади.

Большое преимущество системы внутриконтурного заводнения - возможность начинать разработку с лю­бой площади и, в частности, вводить в разработку в первую очередь площади с лучшими геолого-эксплуатационными характеристиками, наибольшей плотностью запасов с высокими дебитами скважин.

В практике применяют следующие виды внутриконтурного заводнения. Осевое, когда нагнетательные скважины разрезают залежь по оси складки (рис. 7.2, б). Применяется для спокойных пологозалегающих антикли­нальных складок. В этом случае представляется возможность вместо нескольких линий нагнетания иметь одну. Очаговое, когда воздействию заводнения подвергаются отдельные участки залежи (рис. 7.3).

Рис. 7.3. Схема очагового заводнения в сочетании с законтурным.

1 - добывающие скважины; 2 - нагнетательные скважины

Очаговое заводнение целесообразно на средних и поздних стадиях эксплуатации залежи, когда решаются вопросы довыработки запасов нефти из неохваченных основным процессом разработки пропластков, целиков и тупиковых зон. Как правило, при очаговом заводнении используют под нагнетание добывающие скважины, расположенные рационально по отношению к окружающим добывающим скважинам и в зоне пласта с повышенной проницаемостью. Однако для очагового заводнения возможно бурение специальных скважин для увеличения охвата воздействием большего объема нефтенасыщенной части пласта или его слабопроницаемых зон.

Блоковые системы разработки находят применение на месторождениях вытянутой формы с Оасположениием рядов водонагнетательных скважин чаще в поперечном направлении. Принципиальное отличие блоковых систем состоит в том, что блоковые системы предполагают отказ от законтурного заводнения (рис. 7.4). как видно из схемы, ряды водонагнетательных скважин разрезают единую залежь на отдельные участки (блоки) разработки.

Рис. 7.4. Принципиальная схема разработки пласта при использовании блоковых систем.

1 - добывающие скважины; 2 - нагнетательные скважины

Блоковые системы предполагают расположение нагнетательных скважин в направлении перпендикулярном к линии простирания складки. Преимущество блоковых систем заключается в следующем:

1. Отказ от расположения водонагнетательных скважин в законтурной зоне исключает риск бурения сква­жин в слабоизученной на стадии разведки месторождения части пласта.

2. Более полно используется проявление естественных сил гидродинамической области законтурной части пласта.

3. Существенно сокращается площадь, подлежащая обустройству объектами ППД.

4. Упрощается обслуживание системы ППД (скважины, КНС и т. д.).

5. Компактное, близкое расположение добывающих и нагнетательных скважин позволяет оперативно ре­шать вопросы регулирования разработки перераспределением закачки воды по рядам и скважинам и отбора жид­кости в добывающих скважинах.

Площадное заводнение.

Наиболее интенсивная система воздействия на пласт, обеспечивающая самые высокие темпы разработки месторождений. Применяют при разработке пластов с очень низкой проницаемостью.

При этой системе добывающие и нагнетательные скважины размещаются по правильным схемам четырех-, пяти-, семи- и девятиточечным системам.

Рис. 7.5.Основные схемы площадного заводнения.а- четырехточечная; б — пятиточечная;

в - семиточечная; г - девятиточечная;

1 - добывающие скважины;

2 - нагнетательные скважины

Так, в четырехточечной системе (рис. 7.5) соотношение между добывающими и нагнетательными скважинами 2:1, при пятиточечной системе - 1:1, при семиточечной системе - 1:2, при девятиточечной системе - 1:3. Таким образом, наиболее интенсивными среди рассмотренных являются семи- и девятиточечные системы.

Большое влияние на эффективность площадного заводнения оказывает однородность пласта и величина запасов нефти, приходящаяся на одну скважину, а также глубина залегания объекта разработки.

В условиях неоднородного пласта как по разрезу, так и по площади происходят преждевременные проры­вы воды к добывающим скважинам по более проницаемой части пласта, что сильно снижает добычу нефти за без­водный период и повышает водонефтяной фактор, поэтому площадное заводнение желательно применять при раз­работке более однородных пластов на последних стадиях разработки месторождений.

Избирательная система заводнения является разновидностью площадного заводнения и применяется на залежах нефти со значительной неоднородностью.

При системе избирательного заводнения разработка залежи осуществляется в следующем порядке. Залежь разбуривают по равномерной треугольной и четырехугольной сетке, и затем все скважины вводят в эксплуатацию как добывающие. Конструкция скважин подбирается таким образом, чтобы любая из них отвечала требованиям, предъявляемым к добывающим и нагнетательным скважинам. Площадь залежи нефти обустраивают объектами сбора нефти и газа и объектами ППД так, чтобы можно было освоить любую скважину не только как добываю­щую, но и как нагнетательную.

Детальным изучением разреза в скважинах по данным каротажа, проведением в скважинах гидропрослу­шивания из числа добывающих выбирают скважины под нагнетание воды. Такими скважинами должны быть скважины, в которых нефтепродуктивный разрез вскрывается наиболее полно. Прослеживается гидродинамичес-ская связь выбранной скважины с соседними.

Барьерное заводнение.

При разработке газонефтяных месторождений с большим объемом газовой шапки может ставиться задача одновременного отбора нефти из нефтяной оторочки и газа из газовой шапки.

'ис. 7.6. Схема барьерного заводнения.

В связи с тем, что регулирование отбора нефти и газа, а также пластового давления при раздельном отборе нефти и газа, не приводящим к взаимным перетокам нефти в газоносную часть пласта, а газа в нефтеносную часть, весьма затруднено, прибегают к разрезанию единой нефтегазовой залежи на отдельные участки самостоятельной разработки. Водонагнетательные скважины при этом располагают в зоне газонефтяного контакта, а закачку воды и отборы нефти и газа регулируют таким образом, чтобы происходило вытеснение нефти и газа водой при исключе­нии взаимных перетоков нефти в газовую часть залежи, а газа в нефтяную часть. Этот метод позволяет вести одно­временную добычу нефти из нефтенасыщенной части и газа из газовой шапки. Метод применяется редко, так как создать надежный барьер между нефтью и газом крайне сложно.