Помощничек
Главная | Обратная связь


Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ВИДА ЗАВОДНЕНИЯ



Применяемые основные виды заводнения приведены на рис. 63. Выбор вида заводнения определяется типом залежи, размерами залежи и ее водонефтяной зоны, вязкостью пластовой нефти, типом породы-коллектора и ее проницаемостью, степенью неоднородности пластов, строе­нием залежи в зоне ВНК, наличием дизъюнктивных наруше­ний и др.

Ниже приводятся краткая характеристика различных ви­дов заводнения и геологические условия, для которых они в основном могут рекомендоваться.

Законтурное заводнение.При этой разновидности завод­нения нагнетательные скважины располагаются в законтур­ной части продуктивного пласта (рис. 63), по всему перимет­ру залежи, как можно ближе к внешнему контуру нефтенос­ности. Механизм вытеснения нефти из пласта водой при этом примерно тот же, что и при природном водонапорном режиме. Метод применим для разработки нефтяных и газо­нефтяных объектов. Он высокоэффективен при небольшой ширине залежей (до 4 — 5 км), в основном при малой относи­тельной вязкости пластовой нефти (до 5), высокой проницаемости коллектора (0,4 — 0,5 мкм2 и более), сравнительно однородном строении продуктивного пласта, хорошей сообщаемости залежи с законтурной областью. Более широко за­контурное заводнение апробировано на залежах пластового типа, но при указанных геолого-физических условиях полу­чены хорошие результаты и на залежах массивного типа, в том числе и в карбонатных коллекторах.

Рис. 63. Система разработ­ки нефтяной залежи с за­контурным заводнением.

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

Применение рассматриваемого вида заводнения в назван­ных весьма благоприятных геологических условиях позволяет добиваться высокого нефтеизвлечения (до 60 — 65%). Добы­вающие скважины могут быть расположены в основном в пределах внутреннего контура нефтеносности. При этом нефть из водонефтяной зоны может быть вытеснена к забо­ям добывающих скважин нагнетаемой водой. Таким путем без существенного увеличения потерь нефти в пласте можно сократить количество скважин для разработки объекта и объемы попутной (отбираемой вместе с нефтью) воды.

Для разработки нефтяной части нефтегазовой залежи за­контурное заводнение целесообразнее применять при обес­печении неподвижности ГНК путем регулируемого отбора газа из газовой шапки.

При законтурном заводнении на одну нагнетательную скважину обычно приходится четыре-пять добывающих скважин.

Законтурное заводнение успешно применено при разра­ботке залежей нефти горизонта Д1 Бавлинского месторожде­ния в Татарии, пласта Д11 Туймазинского месторождения в Башкирии, пластов Б2 + Б3 Стрельненского месторождения в Самарской области, пласта Б1 Жирновского месторождения в Волгоградской области, пласта Д3-1 Соколовского месторож­дения в Саратовской области и других залежей.

Приконтурное заводнение.При этом виде заводнения на­гнетательные скважины располагаются вблизи внешнего кон­тура нефтеносности в пределах водонефтяной зоны залежи (рис. 64). Применяется в основном при той же характеристи­ке залежей, что и законтурное заводнение, но при плохой гидродинамической связи залежи с законтурной зоной. Пло­хая связь залежи с водоносной частью пласта обусловлена ухудшением проницаемости пласта вблизи ВНК или наличием под ним или на его уровне водонепроницаемого экрана. При­сутствие такого экрана особенно характерно для залежей в карбонатных коллекторах, где вторичные геохимические процессы могут приводить к закупорке пустот минеральны­ми солями, твердыми битумами и др.

По принципам расположения скважин, соотношению чис­ла добывающих и нагнетательных скважин, подходу к разра­ботке газонефтяных залежей, значениям достигаемого нефтеизвлечения приконтурное заводнение приближается к за­контурному.

Приконтурное заводнение исследовано при разработке за­лежей пласта Д2-у Соколовского месторождения в Саратов­ской области, пласта XIV месторождения Горское и верхне­мелового горизонта месторождения Хаян-Корт в Грознен­ском районе, горизонта XIV месторождения Кулсары в Эмбенском нефтеносном районе и др.

Внутриконтурное заводнение.При этом виде заводнения нагнетание воды ведется в скважины, расположенные в пре­делах залежи, т.е. в нефтяной зоне. Применяют целый ряд разновидностей внутриконтурного заводнения.

При разрезании залежи рядами нагнетательных скважинзакачка воды в пласты производится через скважины, распо­ложенные рядами, называемыми разрезающими рядами или линиями разрезания. Скважины разрезающих рядов после бурения непродолжительно эксплуатируются на нефть при возможно более высоких дебитах. Это дает возможность очистить прискважинные зоны пласта и снизить пластовое давление в ряду, т.е. создает условия для успешного освоения скважин под закачку воды. Затем скважины в ряду осваивают под нагнетание через одну, продолжая интенсивную добычу нефти из промежуточных скважин ряда. Это способствует перемещению нагнетаемой в пласт воды вдоль разрезающего ряда. Этот период освоения разрезающего ряда очень важен, поскольку позволяет сократить возможные потери нефти в ряду между скважинами и обеспечить за счет интенсивной эксплуатации промежуточных скважин быстрый рост добычи нефти уже в начальной фазе освоения эксплуатационного объекта.

 

Рис. 64. Система разработки нефтяной залежи с приконтурным заводнением.

Условные обозначения см. на рис. 63

 

 

После обводнения промежуточных нагнетательных 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 этого ряда, и перемещение ее границ в на­правлении к добывающим рядам. Таким путем обеспечивают­ся вытеснение нефти водой и перемещение ее в пласте к до­бывающим скважинам.

Рассматриваемый вид заводнения применяют на залежах пластового типа с параметрами пластов и нефтей, указанны­ми для законтурного заводнения, но с большой площадью нефтеносности, а также на залежах разных размеров при практически повсеместном залегании пласта-коллектора, но при ухудшении условий фильтрации у ВНК.

Выделяют подвиды этого вида заводнения — разрезание на площади и блоковое.

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

Так, при весьма большой площади нефтеносности много­пластового эксплуатационного объекта и общем для всех пластов ВНК количество нефтенасыщенных пластов и соот­ветственно нефтенасыщенная толща объекта уменьшаются от свода залежи к периферии. В этих условиях возможно реали­зовать разрезание эксплуатационного объекта на площади с разным количеством нефтенасыщенных пластов. Большое преимущество такой системы разработки — возможность начинать разработку крупного объекта с площадей наиболее продуктивных и с наибольшими запасами. Но применение такого способа возможно при условии, что ко времени ввода объекта в разработку известно положение внешних и внут­ренних контуров нефтеносности по всем его пластам.

При блоковом заводнениинефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на полосы (блоки), разме­щают ряды добывающих скважин в таком же направлении. При вытянутой форме залежи ряды скважин располагают обычно перпендикулярно к ее длинной оси (рис. 65). При "круговой" форме залежей с обширными площадями нефте­носности направление рядов скважин выбирают с учетом зо­нальной неоднородности продуктивных пластов — вкрест выявленной превалирующей ориентации зон с повышенной толщиной (и, как правило, с повышенными пористостью и проницаемостью) коллекторов (рис. 66). В результате достига­ется пересечение всех зон, содержащих основную часть запа­сов нефти, линиями разрезания и, следовательно, обеспечива­ется большее влияние на них закачки воды. При ином на­правлении разрезающие ряды в значительной части могут оказаться на участках с пониженной проницаемостью пласта, что обусловит низкую приемистость значительной доли на­гнетательных скважин и отсутствие в части высокопродук­тивных зон воздействия нагнетания воды.

При проектировании систем разработки с рассматривае­мым видом заводнения особое внимание следует уделять обоснованию ширины блоков и количества рядов добываю­щих скважин в блоке.

Решение этого вопроса диктуется необходимостью обес­печивать влияние нагнетания воды на всю ширину блоков, не допуская консервации их внутренних частей.

Ширину блоков выбирают от 4 до 1,5 км в зависимости от гидропроводности объекта. Уменьшение ширины полос по­вышает активность системы заводнения, благодаря возраста­нию перепада давления на единицу ширины блока, что поз­воляет частично компенсировать пониженную продуктивность залежи. Чтобы избежать значительных потерь нефти в центральных частях блоков (на участках стягивания контуров нефтеносности), в пределах блока располагают обычно не­четное количество рядов добывающих скважин, при этом внутренний ряд обычно играет роль "стягивающего". При повышенной ширине блоков (3,5 —4 км) принято располагать пять рядов добывающих скважин, при меньшей ширине (1,5 —Зкм) — три ряда. В зависимости от количества рядов добывающих скважин блоковое заводнение называют пятирядным или трехрядным. Количество добывающих скважин, приходящихся на одну нагнетательную, при пятирядной и трехрядной системах соответственно составляет около 5 и 3.


Рис. 65. Система разработки нефтяной залежи с блоко­вым заводнением.

Условные обозначения см. на рис. 63


Рис. 66. Система разработки крупной "круговой" нефтяной залежи с блоко­вым заводнением.

Зоны с толщиной и коллекторекими свойствами пласта: 1 — высокими, 2 — низкими; остальные условные обозначения см. на рис. 63


 

Систему с узкими блоками и трехрядным размещением скважин можно применить и на высокопродуктивном эксплуатационном объекте при необходимости разработки его высокими темпами или с целью обеспечения продолжитель­ного периода фонтанной эксплуатации при больших трудно­стях перевода скважин на механизированный способ подъе­ма жидкости, а также в некоторых других случаях.

На залежах с широкими водонефтяными зонами всю сис­тему разработки с разрезанием следует распространять и на водонефтяную зону, за исключением самых внешних ее час­тей с небольшой нефтенасыщеннои толщиной (менее 3 —4 м). В некоторых случаях при монолитном строении высокопро­ницаемых пластов более успешным может быть вариант с комбинированным заводнением, при котором периферийная неразбуренная зона может быть расширена вплоть до изопахиты нефтенасыщенной толщины 5 —6 м. При этом система разработки с разрезанием залежи, распространенная до этой изопахиты, сочетается с законтурным заводнением, за счет которого в указанных условиях может быть обеспечено вы­теснение нефти из неразбуренной периферийной зоны к разбуренной основной части.

Преимущества систем разработки с блоковым заводнени­ем заключаются в том, что они могут проектироваться и реализовываться, когда детальные сведения о конфигурации контуров нефтеносности еще отсутствуют. Применение та­ких систем дает возможность осваивать блоки эксплуатаци­онного объекта в нужной последовательности, регулировать разработку с помощью перераспределения объемов закачки воды.

Разрезание нефтяных залежей на блоки нашло широкое применение практически во всех нефтедобывающих районах страны — в Самарской области (месторождения Муханов-ское, Кулешовское, Покровское и др.), Арланское месторож­дение в Башкирии. Большинство месторождений Западной Сибири также разрабатываются с применением блокового заводнения, в том числе Самотлорское, Федоровское, Запад­но-Сургутское, Правдинское и др.

Обычно внутриконтурное разрезание нефтяных залежей рядами нагнетательных скважин на блоки или площади при­меняют для эксплуатационных объектов с умеренной неод­нородностью строения — при широком распространении пластов-коллекторов на площади, при средней проницаемос­ти более 0,007 — 0,1 мПа·с, при вязкости пластовой нефти до 15-20 мПа·с.

На раннем этапе внедрения заводнения для залежей с уме­ренными площадями нефтеносности рекомендовалось так называемое сводовое заводнение.При нем предусматрива­лось расположение нагнетательных скважин в сводовых час­тях залежей — в виде линейного разрезающего ряда по длинной оси структуры при вытянутой антиклинальной фор­ме залежи или в виде групп из нескольких скважин в своде при брахиантиклинальном строении залежи. Обычно такой вид внутриконтурного заводнения сочетали с законтурной закачкой воды.

Этот вид заводнения себя не оправдал и впоследствии ши­рокого применения не наплел. Это обусловлено нецелесооб­разностью искусственного обводнения чисто нефтяной, луч­шей по продуктивности центральной части залежи при рас­положении рядов добывающих скважин в менее продуктив­ных частях, в том числе и в природной водонефтяной зоне.

Площадное заводнение— также разновидность внутри­контурного, при котором в условиях общей равномерной сетки скважин — треугольной или квадратной — нагнета­тельные и добывающие скважины чередуются в строгой за­кономерности. Местоположение добывающих и нагнетатель­ных скважин в принимаемой сетке определяется в проектном документе на разработку.

Системы разработки с площадным заводнением (пло­щадные системы) обладают большей активностью по сравне­нию с системами, охарактеризованными выше, поскольку здесь каждая добывающая скважина непосредственно кон­тактирует с нагнетательными (при внутриконтурном разреза­нии в начале разработки под непосредственным влиянием нагнетательных скважин находятся лишь скважины внешних добывающих рядов) и на одну нагнетательную скважину обычно приходится меньшее количество добывающих сква­жин. Применяют несколько вариантов формы сеток и взаимного размещения нагнетательных и добывающих скважин, при которых системы разработки характеризуются различ­ной активностью, т.е. разной величиной соотношения коли­честв добывающих и нагнетательных скважин. Для линейной и пятиточечной систем это соотношение равно 1; для семи­точечной прямой — 0,5, обращенной — 2; для девятиточеч­ной прямой — 0,33, обращенной — 3; для ячеистой — 4 — 6.

Применяемые обычно при площадном заводнении систе­мы показаны на рис. 67. Наиболее широкое применение на­шли пятиточечная, обращенная семиточечная и обращенная девятиточечная системы. Они обычно рекомендуются для эксплуатационных объектов с терригенными или карбонат­ными коллекторами порового типа и широко применяются при разработке объектов с низкой проницаемостью коллек­торов, с повышенной вязкостью нефти или объектов с низ­кой проницаемостью и повышенной вязкостью. Такие систе­мы, так лее как и блоковая система с разрезанием на узкие полосы, молено применять и для высокопродуктивных объ­ектов при необходимости получения высоких уровней добы­чи нефти или продления фонтанного периода эксплуатации в случае больших трудностей с организацией механизирован­ной эксплуатации скважин. Их использование может быть целесообразным также в случаях, когда продолжительность разработки месторождения ограничена, например, сроком возможной эксплуатации морских сооружений в условиях шельфа.

Рис. 67. Системы разработки с площадным заводнением.

Формы сетки скважин: а — пятиточечная, б — семиточечная обращенная, в — девятиточечная обращенная, г— ячеистая; пунктиром выделен элемент системы; остальные условные обозначения см. на рис. 63.


Специалистами объединения "Удмуртнефть" доказана це­лесообразность применения для залежей нефти повышенной вязкости, приуроченных к трещинно-поровым карбонатным коллекторам, площадной системы заводнения, названной ими ячеистой (рис. 67, г). При разработке таких залежей коллектор в добывающих скважинах ведет себя как поровый, а в нагнетательных, в связи с раскрытием трещин под влиянием высокого забойного давления, — как трещинно-поровый. Приемистость нагнетательных скважин резко возрастает по­сле создания возле них искусственных водонасыщенных зон. Это обусловливает многократное превышение коэффициента приемистости нагнетательных скважин над коэффициентом продуктивности добывающих скважин и соответственно вы­сокую суточную приемистость первых при низких дебитах вторых. Применение в таких условиях обычных площадных систем обусловливает низкий уровень добычи при большом объеме закачиваемой в пласт воды, намного превышающем объем отбираемой из пласта жидкости.

Ячеистая система обеспечивает резкое увеличение отно­шения количества добывающих и нагнетательных скважин (до 6:1 и более), а также расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами при малых расстояниях между добывающими скважинами. Это способствует соответствию объемов нагнетаемой воды и добываемой жидкости, замедля­ет обводнение добывающих скважин.

Системам разработки с площадным заводнением свойст­венны и 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, остановками отдельных скважин для подземного и капитального ремонта, отключением обводнен­ных скважин, существенными различиями дебитов скважин и др.

В связи с низкой продуктивностью залежей, при которой применяется площадное заводнение, и вследствие указанных особенностей процесса разработки коэффициент извлечения нефти, как правило, не превышает 0,4 — 0,45.

Площадное заводнение в различных модификациях нашло применение на месторождении Чутыр-Киенгопском и других в Удмуртии (пласт А4), Октябрьском (пласт XX) в Грознен­ском районе, на многих малопродуктивных залежах место­рождений Западной Сибири и Волго-Урала.

Избирательное заводнение— разновидность внутриконтурного заводнения — предусматривает выбор местоположе­ния нагнетательных скважин после разбуривания эксплуатационного объекта по равномерной сетке (рис. 68). При со­ставлении первого проектного документа на разработку мес­тоположение нагнетательных скважин не определяют. После разбуривания объекта и некоторого периода эксплуатации всех скважин на нефть для освоения под закачку воды выби­рают скважины, местоположение которых наиболее полно отвечает геологическому строению пластов и обеспечивает эффективное воздействие на весь объем залежи. В конечном счете нагнетательные скважины оказываются размещенными по площади объекта неравномерно. Избирательное заводне­ние применяют при резкой зональной неоднородности плас­тов, выражающейся в неповсеместном залегании коллекто­ров, в наличии двух или трех разновидностей коллекторов разной продуктивности, распределенных неравномерно по площади, и т.д., а также при нарушении объекта серией дизъюнктивных нарушений. Избирательное заводнение при­меняется при разработке некоторых периферийных площа­дей девонской залежи нефти и залежей в каменноугольных отложениях Ромашкинского месторождения в Татарии, в бобриковском горизонте Краснохолмской группы месторожде­ний в Башкирии, на ряде месторождений других районов.

Очаговое заводнениепо сути является избирательным за­воднением, но применяется как дополнение к другим разно­видностям заводнений (законтурному, приконтурному, разре­занию на площади, блоки и др.). Очаги заводнения (нагне­тание воды в отдельные скважины или небольшие группы скважин) обычно создают на участках, не испытывающих или недостаточно испытывающих влияние заводнения после освоения запроектированного основного его вида. Под нагне­тательные выбирают скважины из числа добывающих, пре­имущественно из тех, которые основную свою задачу уже выполнили, т.е. расположенные на заводненных участках объекта разработки. При необходимости для создания очагов заводнения бурят дополнительные скважины.

 


Рис. 68. Система разработки с избирательным заводнением.

Зоны пласта с проницаемо­стью: 1 — высокой, 2 — низкой; остальные условные

обозначения см. на рис. 63

 

Очаговое заводнение применяют очень широко: это одно из главнейших мероприятий по развитию и совершенствова­нию основных систем разработки с заводнением.

Головное заводнение.Головным называют нагнетание во­ды в наиболее повышенные зоны залежей, тектонически или литологически экранированных в сводовых частях.

Барьерное заводнение.Эта разновидность внутриконтурного заводнения применяется при разработке нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей пластового типа с целью изоляции газовой (газоконденсатной) части залежи от нефтя­ной. Кольцевой ряд нагнетательных скважин располагают в пределах газонефтяной зоны, вблизи внутреннего контура газоносности. В результате нагнетания воды в пласте образу­ется водяной барьер, отделяющий газовую часть залежи от нефтяной. Применение барьерного заводнения обеспечивает возможность одновременного отбора нефти и газа из недр без консервации газовой шапки на длительное время, обяза­тельной при разработке с использованием природных видов энергии или при охарактеризованных выше разновидностях заводнения. Барьерное заводнение может сочетаться с други­ми его видами или с использованием энергии напора пласто­вых вод.


С применением барьерного заводнения разрабатывают ряд нефтегазовых залежей в Волгоградской области (Бахметьевское, пласт Б1 и др.), Западной Сибири (залежи в плас­тах группы А Самотлорского месторождения) и других райо­нах.

Таким образом, во многих случаях при проектировании системы разработки эксплуатационного объекта исходя из его геолого-промысловой характеристики для него могут быть рекомендованы два, а иногда и три конкурирующих вида заводнения. Например, приконтурное заводнение может рассматриваться наряду с поперечным разрезанием объекта на блоки; разрезание на узкие блоки может конкурировать с площадным заводнением и т.д. Из числа возможных вариан­тов, обоснованных геологически, оптимальный вариант вы­бирают с помощью гидродинамических и экономических расчетов при учете других элементов системы разработки (плотности сетки добывающих скважин, перепада давления между зонами нагнетания и отбора).

 




©2015 studopedya.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.