3.3. Геолого – технологические факторы,

влияющие на эффективность разработки.

Разработка нефтяных месторождений включает в себя последовательность технических мероприятий: бурение скважин на выделенные эксплуатационные объекты, их обустройство, строительство нефтепромыслового хозяйства и коммуникаций, эксплуатацию скважин, надлежащий контроль над дебитом жидкости, обводненностью и газовым фактором каждой добывающей скважины и закачкой воды нагнетательных скважин и оптимизацию режимов их работы.

При разработке месторождений нефти и газа используют энергию начальных (статических) и искусственных (дополнительных) пластовых давлений, под действием которых происходит вытеснение нефти и газа из порового пространства пласта в скважину.

Обычно первый режим применяется на мелких нефтяных месторождениях с активной законтурной водоносной областью, а второй режим – на средних, крупных и крупнейших нефтяных месторождениях. Но бывают и исключения, когда естественный режим применяют на крупнейших месторождениях с аномально высоким пластовым давлением и высоким газосодержанием. Обычно режим разработки месторождения выбирается расчетным путем.

Выбор геометрии сетки скважин.

Сетка скважин может быть равномерной (квадратная или треугольная) (рис.3.1) и неравномерной (разное расстояние между рядами и скважинами в рядах) (рис.3.2.). В условиях хаотической зональной неоднородности и неизвестности локальных особенностей геологического строения пластов (на ранних этапах изученности объекта) рациональнее равномерная сетка, поскольку она более полно вскрывает прерывистые нефтяные пласты.

Рис. 3.1. Равномерная сетка скважин

Заводнение: а – площадное, б – с разрезание залежи на блоки. Скажины: 1 – нагнетательные, 2 – добывающие; l_скв – расстояние между скважинами.

Рис. 3.2. Равномерно-переменная сетка скважин.

Скважины: 1 – нагнетательные, 2 – добывающие; Расстояния между скважинами: l_скв.д – добывающими, l_скв.д –нагнетательными; l_р.н.д. – расстояние между рядом нагнетательных скважин и первым рядом добывающих скважин; l_р.д – расстояние между рядами добывающих скважин.

Выбор схемы размещения нагнетательных скважин.

Размещение нагнетательных скважин среди добывающих может быть рядами или рассредоточено (равномерно или избирательно) (рис. 3.3.) в окружении добывающих скважин. Необходимая схема размещения и соотношения добывающих и нагнетательных скважин определяется по условию максимума удельного дебита на проектную скважину или минимума фильтрационного сопротивления для отбора нефти.

Важнейшим условием эффективности системы разработки является взаимное расположение нагнетательных и добывающих скважин относительно преимущественного направления трещиноватости (для предотвращения преждевременного обводнения добывающих скважин) и зон замещения коллекторов объекта разработки (для повышения коэффициента нефтеизвлечения).

Рис. 3.3. Системы разработки с площадным заводнением.

Формы сеток скважин: а- пятиточечная, б – семиточечная обращенная, в – девятиточечная обращенная, г – ячеистая.

Системы разработки с применением горизонтальных скважин.

Теорию и практику разработки нефтегазовых месторождений коренным образом изменили технологии разработки с применением горизонтальных скважин (ГС). Дебиты скважин с горизонтальным окончанием большой протяженности значительно увеличились. Технология повышения нефтеотдачи пластов методом строительства горизонтальных скважин (варианты – многозабойные скважины, боковые горизонтальные стволы (БГС) зарекомендовала себя в связи с увеличением количества нерентабельных скважин с малодебитной или обводненной продукцией и бездействующих аварийных скважин по мере перехода к более поздним стадиям разработки месторождений, когда обводнение продукции или падение пластовых давлений на разрабатываемых участках (особенно в литологически неоднородных зонах нефтеносных пластов с трудноизвлекаемыми запасами) опережает выработку запасов при существующей плотности сетки скважин. Увеличение нефтеотдачи происходит за счет обеспечения большей площади контакта продуктивного пласта со стволом скважины. ГС могут применяться при разработке подгазовых нефтяных залежей, водонефтяных зон, морских месторождений или залежей, недоступных для разбуривания обычными скважинами. Если обычная вертикальная или наклонно-направленная скважина вскрыла газовую шапку или прошла вблизи нее, а также при наличии подстилающей воды, содержание газа или воды (зачастую и то­го и другого) в добываемой продукции скважины обычно увеличивается. При от­сутствии газовой шапки традиционным способом отсрочить прорыв воды являет­ся перфорация только верхней части про­дуктивного интервала. Однако, во многих случаях, при радиальном притоке флюида создаваемой депрессии бывает достаточно, чтобы подтянуть воду к зоне перфорации в виде конуса (рис. 3.4). Достигнув нижних пер­форационных отверстий, вода, благодаря ее большой подвижности, может стать основ­ным компонентом продукции скважины. Обводнение скважины может иметь место даже при отсутствии водонефтяного кон­такта повышенной подвижности. Как пра­вило, стволы горизонтальных скважин располагают ближе к кровле продуктив­ного пласта, поэтому перепад давления, перпендикуляный к оси скважины, приво­дит к подъему воды в виде треугольной призмы, а не конуса (рис. 3.5.). Для образова­ния такой призмы необходимо вытеснить гораздо больше нефти, чем для образова­ния конуса, то есть отдача пласта увеличи­вается даже за счет геометрических ха­рактеристик водяного потока. В результате применения ГС удается снизить депрессии на пласт, увеличить продолжительность безводного периода работы, увеличить конечный КИН за счет вовлечения в разработку застойных участков.

Рис. 3.4. Образование конуса и прорыв воды в скважину в условиях близости ВНК и интервала перфорации. Интенсивность конусообразования регулируется величиной депрессии.

Рис.3.5. Для получения дебита, соответствующего вертикальной скважине, в ГС необходима гораздо меньшая депрессия. Прорыв воды происходит при гораздо большем отборе нефти.

Основные геолого-физические и гидродинамические условия для возможности применения ГС:

1. Толщина пласта 4 м и более.

2. Любой тип коллектора, за исключением рыхлых, слабосцементированных и обваливающихся коллекторов.

3. Амплитуда колебаний кровли и подошвы продуктивного пласта в направлении оси скважины не должна превышать 0,5 толщины пласта.

4. Углы наклона нефтегазоносных пластов существенной роли не играют, поскольку скважину можно вести как вкрест простирания,так и по простиранию пласта.

5. Горизонтальный участок скважины необходимо проводить на максимальном удалении от ВНК, ГНК, ГВК.

6. Пласты малой толщины не должны содержать линзы, твердость которых на порядок и более превышает твердость основных нефтенасыщенных пород.

7. Горное давление в интервале горизонтального ствола не должно превышать критичекого значения, могущего привести к пластическим деформациям.

8. В интервале бурения не должно быть АВПД.

9. Препятствующее условие - высокий газовый фактор.

10. Отношение горизонтальной проницаемости к вертикальной в нефтегазоносном пласте преимущественно не более 3.

Рис. 3.6 Линейная система

Рис.3.7 Блочно-линейная система

Рис. 3.8 Лучевая система

Рис. 3.9 Многоярусная система

Линейная система (Рис. 3.6) применима как к большим объектам разработки, так и к небольшим залежам. Блочно-линейная (Рис.3.7) и лучевая (Рис. 3.8) системы применимы к месторождениям массивного типа и к пластовым залежам с большой толщиной. Многоярусная система используется на многопластовых месторождениях.

Системы разработки с ГС могут сочетаться с вертикальными скважинами, например: добывающие скважины – горизонтальные, нагнетательные – вертикальные.

Известно, что дебит совершенной вертикальной скважины при установив­шейся фильтрации однофазной жидкости можно рассчитать по формуле Дюпюи:

, (26)

где q_н.пл.о — объемный дебит нефти в пластовых условиях, м³/сут; k_пр — коэффициент проницаемости, м²; μ_н — вязкость нефти, мПа·с; h — эффективная толщина пласта, м; R_к, r_с — соответ­ственно радиус влияния скважины и радиус скважины, м.

За радиус влияния исследуемой скважины может быть при­нята 1/2 среднего расстояния до ближайших окружающих ее скважин,

, (27)

где N— количество скважин, окружающих исследуемую сква­жину; L — расстояние до исследуемой скважины.

Радиус скважины r_с принимают равным радиусу долота.

Поправочный коэффициент на несовершенство сква­жины S складывается из двух коэффи­циентов:

S = S₁ + S₂ (28)

где S₁ — поправочный коэффициент на качество перфора­ции пласта, зависящий от плотности и характера размещения перфорационных отверстий в интервале вскрытия, от диаметра и глубины пулевых каналов в породе; S₂ — поправочный коэф­фициент на степень вскрытия толщины пласта.

Коэффициенты S₁ и S₂ обычно находят по графикам, состав­ленным В. И. Щуровым.

Для горизонтальных скважин выявлено наличие связи между начальным дебитом и длиной горизонтального ствола в пласте, количества стволов в случае многозабойных скважин, толщиной вскрытого интервала, расстояния от нижней точки горизонтального ствола до ВНК. Текущий дебит зависит от доли вскрытого интервала, числа пересечений продуктивных пропластков, депрессии и т.д. Интенсивность снижения дебита будет значительной при низких значениях анизотропии, малой толщины, низкой проницаемости и высокой вязкости нефти.

Для расчета потенциального дебита ГС в разных геолого-гидродинамических условий возможно применение зависимостей ряда авторов, ниже, как пример, приведена формула Джоуши.

(29)

Где:

qгс -	дебит горизонтальной скважины, м3/сут;
k -	абсолютная проницаемость пласта, мкм2;
h -	эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м;
 -	вязкость жидкости, мПас;
Pк, Pс -	давление, соответственно, на контуре питания и забое скважины, МПа;
L -	длина горизонтального ствола, м;
rc -	радиус скважины, м.

1. большая полуось эллипса (контура питания ГС), м;

(30)

R_n – радиус питания, который имела бы вертикальная скважина,

пробуренная в месте расположения ГС.

Выбор забойных давлений скважин.

Темпы разработки нефтяного эксплуатационного объекта в значительной степени зависят от величины градиента давления в пластах:

grad=DР/L, (31)

где DР =Pпл.н—Рзаб.д— перепад давления между контуром питания и зоной отбора; Рпл.н—пластовое давление на контуре питания (при заводненни—на линии нагнетания воды); Рзаб.д—забойное давление в добывающих скважинах: L—расстояние между контуром питания и зоной отбора.

Увеличение градиента давления достигается как уменьшением величины L путем активизации системы заводнения (уменьшение ширины блоков, увеличение плотности сетки скважин, применение площадного заводнения), так и повышением давления на линии нагнетания или снижением давления на забое добывающих скважин.

Повышение давления нагнетания имеет геологические ограничения. Необходимо учитывать вероятные последствия возможного гидроразрыва пласта. При внутриконтурном заводнении превышение давления нагнетания над давлением, при котором породы с той пли иной литологической характеристикой подвержены гидроразрыву, может привести к преждевременным прорывам нагнетаемой воды к добывающим скважинам по образующимся трещинам. В условиях законтурного заводнения при высоком давлении нагнетания значительная часть закачиваемой в пласт воды может теряться в связи с ее оттоком в водоносную область водонапорной системы.

Чем больше разность забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин (градиент давления), тем выше дебит на проектную скважину. Поэтому забойное давление нагнетательных скважин должно быть максимально высоким, но ниже давления гидроразрыва пласта. Забойное давление добывающих скважин определяется по условию максимального общего дебита на проектную скважину.

Забойные давления (Рзаб) в скважине недопустимо снижать ниже давления насыщения (Рнас). При снижении Рзаб до давления, меньшего Рнас, изменяются не только свойства добываемой продукции, но снижаются и фильтрационные характеристики, особенно в призабойной зоне скважины, в связи с образованием в призабойной зоне пласта области двухфазной фильтрации «нефть-газ» вследствие выделения из нефти растворенного в ней газа. Наличие свободного газа в движущейся нефти свыше определенного предела приводит к изменению фазовых относительных проницаемостей для нефти и газа и снижению доли нефти в продукции скважины. Чем в большей степени снижается забойное давление (по отношению к давлению насыщения), тем в большей степени снижается и дебит скважины по нефти. Кроме этого, резкое выделение газа из нефти провоцирует интенсивное отложение парафина в пласте и на глубинно-насосном оборудовании за счет снижения температуры (эффекта Джоуля – Томпсона).

Таким образом, забойное давление Рзаб является также одним из основных технологических параметров, от которого зависит не только оптимальная выработка запасов, но и условия работы добывающего оборудования, а значит и норма отбора жидкости из них.

Выделение эксплуатационных объектов.

Эксплуатационным объектом (ЭО) называют пласт или группу пластов (многопластовый эксплуатационный объект), предназначенных для разработки одной серией добывающих скважин при обеспечении возможности регулирования разработки каждого из пластов или зональных интервалов (объектов разработки) отдельно.

Под объектом разработки понимают отдельный пласт или зональный интервал эксплуатационного объекта, по которому осуществляется контроль и регулирование разработки. Следовательно, эксплуатационный объект может состоять из нескольких объектов разработки.

Каждый эксплуатационный объект разбуривается по определенной системе. Устанавливаются определенные расстояния между добывающими скважинами, их взаимное расположение, параметры сетки скважин.

При выделении ЭО следует учитывать пять групп факторов:

геолого-промысловые;

гидродинамические;

технические;

технологические;

экономические

Односторонний учет только одной из этих групп не позволяет объективно подойти к выделению эксплуатационных объектов.

Геолого-промысловые факторы:

• возможность и однозначность расчленения разреза месторождения, корреляция отложений и выделения продуктивных пластов;

• литологическая характеристика продуктивных пластов;

• общая, эффективная и нефтенасыщенная мощности продуктивных пластов;

• коллекторские свойства пластов по керну и промыслово-геофизическим данным;

• результаты опробования, оценка фильтрационных параметров продуктивных пластов гидродинамическими методами;

• физико-химические свойства нефти, газа и воды;

• мощность промежуточных толщ между продуктивными пластами, мощность покрышек;

• методика определения ВНК и соотношение площадей в пределах внешних контуров нефтегазоносности;

• запасы нефти и газа в продуктивных пластах и их соотношение по разрезу месторождения;

• первоначальные пластовые давления в залежах и их соотношение по разрезу месторождения;

гидрогеологическая характеристика и режим залежей.

Гидродинамические факторы:

• динамика добычи нефти по каждому пласту до конца разработки;

• продуктивность и годовая добыча объединяемых в один эксплуатационный объект продуктивных пластов;

• динамика добычи нефти, воды в целом по месторождению;

• динамика обводнения скважин, залежей и эксплуатационных объектов;

• нахождение оптимального уровня добычи нефти по залежи каждого пласта, объекта эксплуатации, месторождению.

Технические факторы:

способ и технические возможности эксплуатации. Не рекомендуется объединять в один объект эксплуатации залежей пласты с различным способом эксплуатации.

Технологические факторы:

• сетка добывающих скважин каждого объекта эксплуатации.

• метод поддержания пластового давления.

• возможность применения различных методов повышения нефтеотдачи.

Таким образом, выделение ЭО разработки является оптимизационной задачей, которую обычно проводят в два этапа.

На первом этапе рассматривают геолого-геофизические особенности, благоприятствующие и препятствующие объединению в группы пластов для совместной разработки; на втором этапе этот вопрос решают с учетом технологических и экономических факторов.

Необходимо учитывать, что среднее значение коэффициентов продуктивности скважины (Кпр. совм), эксплуатирующих несколько пластов совместно, меньше суммы средних значений коэффициентов продуктивности скважин, эксплуатирующих те же пласты отдельно, т.е.

₍₃₂₎

где - среднее значение коэффициентов продуктивности скважин, эксплуатирующих только i-тый пласт (i=1,2,...,n); n-число пластов, объединенных в эксплуатационный объект.

Причинами снижения коэффициента продуктивности Кпр. совмещенных пластов являются:

• нелинейный характер фильтрации жидкости;

• взаимовлияние пластов, обусловленное распределением давления по объему многопластового ЭО, зависящего от изменения геолого-промысловых признаков по площади и по разрезу пластов.

Величины средних коэффициентов продуктивности при совместной эксплуатации пластов будет тем меньше, чем больше пластов объединяется в ЭО и чем больше разница в геолого-промысловых характеристиках пластов.

Выделение эксплуатационных объектов с самостоятельными сетками добывающих и нагнетательных скважин осуществляется по условию максимума среднего дебита нефти на скважину за время достижения заданной нефтеотдачи пластов. При увеличении числа пластов в эксплуатационном объекте увеличивается начальный максимальный дебит на скважину, но одновременно увеличивается неравномерность вытеснения нефти и уменьшается средняя доля нефти в суммарном отборе жидкости. При выделении чрезмерно большого числа эксплуатационных объектов с небольшими средними эффективными толщинами увеличивается доля площади с некондиционными толщинами, что приводит к уменьшению охвата запасов разбуриванием и снижению коэффициента нефтеизвлечения. Рациональное выделение эксплуатационных объектов должно увеличивать средний дебит нефти на скважину. Объединение пластов в объекты должно быть технологически и экономически эффективным и технически осуществимым.

Определение рациональной плотности сетки скважин.

Плотность сетки скважин определяется с учетом экономических, геологических, гидродинамических и технических параметров. Для каждого эксплуатационного объекта, поскольку он геологически неоднороден и в целом его строение индивидуально, должна создаваться индивидуальная сетка скважин, неравномерная по площади объекта в соответствии с изменчивостью его строения. Наиболее редкие сетки скважин чаще всего применимы при законтурном заводнении и разрезании залежи рядами, наиболее плотные сетки скважин используются при разработке залежей с применением внутриконтурно-площадного и избирательного заводнения. По данным разведки, как правило, можно оценить лишь средние значения параметров объекта, изменчивость же его геологического строения остается плохо изученной. Поэтому принято осуществлять двухэтапное разбуривание эксплуатационных объектов. На первом этапе бурят проектные скважины основного фонда, т. е. скважины, расположенные на площади объекта по строго геометрической сетке, форму которой определяют с учетом принимаемой разновидности метода воздействия на пласт, а густоту (плотность) - с учетом средних параметров объекта, полученных по данным разведки. На втором этапе последовательно бурят скважины резервного фонда, предусмотренные проектным документом и составляющие 20—50 %, а иногда и более от скважин основного фонда. Места заложения резервных скважин устанавливают после бурения скважин основного фонда на основе большого объема геологопромысловой информации, полученной при их бурении и эксплуатации.

Ориентировочно могут быть даны следующие рекомендации по выбору плотности основной сетки для разных геологических условий.

• Сетки добывающих скважин плотностью 40—60 га/скв (от 600х700 до 700х800 м) — для залежей с особо благоприятной характеристикой: с очень низкой относительной вязкостью нефти (менее 1), с достаточно высокой проницаемостью монолитного пласта, особенно при трещинном типе карбонатных коллекторов и массивном строении залежей.

• Сетки добывающих скважин плотностью 30—36 га/скв (от 500х600 до 600х600 м) — для залежей пластового типа с благоприятной характеристикой: с низкой относительной вязкостью пластовой нефти (1—5), с проницаемостью коллекторов более 0,3—0,4 мкм2, при сравнительно однородном строении эксплуатационного объекта.

• Сетки добывающих скважин или нагнетательных и добывающих вместе в зависимости от разновидности заводнения плотностью 20—25 га/скв (от 400х400 до 500х500 м) — для залежей нефти в геологически неоднородных пластах при относительной вязкости нефти до 4—5, а также при повышенной относительной вязкости нефти (до 15—20) даже при высокой проницаемости пластов.

• Сетки нагнетательных и добывающих скважин плотностью менее 16 га/скв (менее 400х400 м) — для залежей с неоднородным строением или с низкой проницаемостью пластов, а также для залежей с высокой относительной вязкостью нефти (до 25—30) и залежей, требующих ограничения отбора жидкости из скважин в связи с образованием конусов воды или газа, неустойчивостью пород-коллекторов.

Значительное влияние на выбор сетки оказывает плотность запасов, т. е. величина запасов, приходящаяся на единицу площади залежи. С увеличением плотности запасов возрастает целесообразность уменьшения расстояния между скважинами.

Следует иметь ввиду, что понятие плотности сетки скважин является достаточно условным, на плотность сетки влияет несколько факторов: учитываются или нет нагнетательные скважины, в какой степени разбуривается водонефтяная область (особенно при большой ее площади), насколько широко применяются системы разработки с горизонтальными скважинами и т.д.

Поддержание пластового давления.

В зависимости от вида энергии, используемой для перемещения нефти, различают:

• системы раз­работки нефтяных залежей при естественных режимах, когда используется только естественная пластовая энергия (т. е. си­стемы разработки без поддержания пластового давления);

• си­стемы разработки с поддержанием пластового давления, когда применяются методы регулирования баланса пластовой энергии путем искусственного ее пополнения. Темпы разработки нефтяного эксплуатационного объекта в значительной степени зависят от величины градиента давления в пластах (31).

По методам регулирова­ния баланса пластовой энергии выделяют:

• системы разработки с искусственным заводнением пластов;

• системы разработки с за­качкой газа в пласт.

Основным способом извлечения нефти в настоящее время является вытеснение нефти водой.

На показатели эффективности заводнения влияют следующие факторы:

1. на коэффициент дренирования залежей -

• Расчлененность, прерывистость (монолитность), сбросы пластов.

• Условия залегания нефти, газа и воды в пластах.

• Размещение добывающих и нагнетательных скважин относительно границ выклинивания пластов.

• Состояние призабойных зон пластов, как следствие качества вскрытия и изменения при эксплуатации.

2. на коэффициент охвата пластов заводнением -

• Макронеоднородность пластов (слоистость, зональная изменчивость свойств).

• Трещиноватость, кавернозность (тип коллектора).

• Соотношение вязкостей нефти и вытесняющего рабочего агента.

3. на коэффициент вытеснения нефти водой -

• Микронеоднородность пористой среды по размеру пор и каналов (средняя проницаемость).

• Смачиваемость поверхности пор, степень гидрофильности и гидрофобности среды.

• Межфазное натяжение между нефтью и вытесняющей водой.

Знание всех перечисленных факторов и степень их влияния на эффективность заводнения месторождения очень важно на стадии прогноза заводнения, для обоснования методов повышения нефтеотдачи, систем размешения скважин и технологий извлечения остаточных запасов нефти.

В обводняющемся продуктивном пласте при законтурном заводнении выделяют четыре зоны (рис.3.10)

Рис. 3.10. Схема изменения нефте- и водонасыщенности продуктивного пласта при законтурном заводнении.

1 – вода, 2 – нефть, 3 – направление движения нагнетаемой воды

Первая зона - водоносная часть пласта ниже уровня ВНК, в ней поровое пространство полностью заполнено водой. Во второй зоне водонасыщенность изменяется от максимальной до значения на фронте вытеснения нефти. Участок IIа находится на начальной линии нагнетания воды и характеризуется остаточной нефтенасыщенностью. Участок IIб представлен зоной водонефтяной смеси, в которой нефть постепенно вымывается. Третья зона, размер которой может достигать нескольких метров, - переходная от воды к нефти. Четвертая зона – невыработанная часть пласта. При внутриконтурном заводнении продуктивного пласта существуют II, III и IY зоны. Участок IIа расположен непосредственно вокруг нагнетательной скважины.

Форма передвижения ВНК в залежах, работающих без ППД

В таких условиях поверхность ВНК определяется следующими факторами:

- ширина ВНЗ

- неоднородность объекта

- параметр µ₀= µ_н / µ_в

1. При соотношении вязкостей ≈1 ВНК будет перемещаться практически горизонтально.

2. При µ₀ 1…2,5 если пласт монолитный однородный, ВНК перемещается достаточно равномерно, но внешний контур перемещается немного быстрее внутреннего, поверхность ВНК может приобретать форму воронки.

ВНК_нач (–––) и ВНК_тек (- - -)

При расчлененном Э.О. характер перемещения ВНК существенно изменяется – поверхность становится ломаной за счет опережающего передвижения воды по наиболее проницаемым прослоям.

ВНК_тек (^____)

За текущим контуром нефтеносности могут оставаться невыработанные нефтяные зоны. В пределах ВНК запасы остаются практически неподвижными и для их извлечения требуется бурение дополнительных скважин.

3. µ₀ 2,5…3 Даже в монолитных однородных пластах поверхность ВНК имеет изрезанный характер, существенно увеличивается ВНЗ залежи, нефтеносные пропластки выделяются ниже промытых интервалов и между ними. Добывающие скважины работают с высоким процентом воды.

ВНК_тек (^____)

4. µ₀ > 5. Передвижение воды происходит отдельными языками по наиболее проницаемым прослоям, в связи с этим характер обводнения скважин часто непредсказуем. Охват залежи вытеснением очень низкий. В объеме залежи остаются значительные по объему невыработанные нефтенасыщенные участки.

ВНК_тек (^____)

Форма передвижения ВНК в залежах, работающих с внутриконтурным заводнением - ко всем рассмотренным выше процессам добавляется фронтальное распределение закачиваемой воды.

1. µ₀ <3. При однородном объекте (идеальный случай) закачиваемая техническая вода перемещается единой волной по объему залежи (динамика передвижения воды определяется пьезо- и гидропроводностью пласта). (Рис 3.11.)

Рис 3.11. Схема поршневого вытеснения нефти закачиваемой водой.

ВНК_тек (^____)

При многопластовом объекте в каждом отдельном пласте ВНК занимает различное гипсометрическое положение, а залежь практически полностью водонефтяная.

Системы разработки с искусственным заводнением пластов могут осуществляться по следующим основным вариантам:

1. Законтурное заводнение, при котором воду закачивают в ряд нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности на расстоянии 100—1000 м. Его приме­няют на объектах с малорасчлененными по толщине продуктив­ными пластами, обладающими сравнительно высокой гидропро-водностью, при небольшой ширине залежей (до 4—5 км, а при наиболее благоприятном строении пластов и более).

2. Приконтурное заводнение, когда нагнетательные сква­жины размещают в водонефтяной зоне в непосредственной бли­зости от внешнего контура нефтеносности. Его применяют вместо законтурного заводнения на залежах с проявлением так называемого барьерного эффекта на водонефтяном разделе или при сниженной проницаемости пласта в законтурной зоне.

3. Внутриконтурное заводнение, которое применяют в основ­ном на объектах с большими площадями нефтеносности (сотни квадратных километров и более). При законтурном заводнении одновременно может работать не более трех рядов скважин вследствие экранирования работы внутренних рядов внешними, поэтому для обеспечения отбора нефти также из центральной части эксплуатационного объекта крупные объекты с помощью разрезающих рядов нагнетательных скважин делят на отдель­ные, самостоятельно разрабатываемые участки, которые назы­вают эксплуатационными полями или блоками. Внутриконтурное заводнение в случае необходимости сочетается с законтур­ным или приконтурным заводнением.

Виды внутриконтурного заводнения: разрезание залежи нефти рядами нагнетательных скважин на отдельные площади самостоятельной разработки; сводовое заводнение; очаговое заводнение; площадное за­воднение.

Система внутриконтурного заводнения с разрезанием залежи на отдельные площади применяется на крупных нефтяных ме­сторождениях платформенного типа с широкими водонефтяными зонами. Широкие водонефтяные зоны отрезают нагнетательными скважинами от основ­ной части залежи и разрабатывают их по самостоятельным системам.

На средних и небольших по размеру залежах приме­няют поперечное разрезание их рядами нагнетательных скважин на блоки (блоковое заводнение). Ширина площадей и блоков выбирается с учетом соотношения вязкостей и прерывистости пластов (литологического замещения) в пределах до 3 - 4 км, внутри размещают нечетное число рядов добывающих скважин (3 - 7). Совершенствованием блоковых си­стем могут быть блочно-квадратные системы с периодическим изменением направлений потоков воды.

При небольшой вязкости нефти (до 3 - 5 мПа с) для объек­тов с относительно однородным строением пластов системы за­воднения могут быть менее активными, блоки шириной до 3,5 - 4 км. Для ухудшенных условий активность систем должна по­вышаться, а ширина блоков должна уменьшаться до 2 - 3 км и менее.

При сводовом заводнении ряд нагнетательных скважин раз­мещают на своде структуры или вблизи него. Если размеры за­лежи превышают оптимальные, это заводнение сочетают с за­контурным. Сводовое заводнение подразделяют на:

а) осевое (нагнетательные скважины размещают по оси структуры;

б) кольцевое (кольцевой ряд нагнетательных скважин с радиусом, приблизительно равным 0,4 радиуса за­лежи, разрезает залежь на центральную и кольцевую пло­щади;

в) центральное заводнение как разновидность кольцевого (вдоль окружности радиусом 200—300 м размещают 4—6 наг­нетательных скважин, а внутри ее имеется одна или несколько добывающих скважин).

Очаговое заводнение может применяться в качестве само­стоятельного при разработке залежей нефти в резко неоднород­ных и прерывистых пластах и в качестве вспомогательного за­воднения в сочетании с законтурным и особенно внутриконтурным заводнением для выработки запасов нефти из участков, не охваченных основными системами. Разбуривание осуществляют по равномерной сетке по принципу «от извест­ного к неизвестному». Нагнетательные скважины выбирают из числа пробуренных так, чтобы они размещались на участках с наилучшей характеристикой пластов и оказывали влияние на максимальное число окружающих добывающих скважин. В связи с этим его называют избирательным заводнением.

Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной закачкой рабочего агента в залежь по всей площади ее нефтеносности. Площадные системы заводнения по числу скважинно-точек каж­дого элемента залежи с расположенной в его центре одной до­бывающей скважиной могут быть четырех-, пяти-, семи- и девя­титочечной и линейной системами. Пло­щадные системы характеризуются различной активностью воз­действия на залежь, выраженной соотношением нагнетатель­ных и добывающих скважин.

Сетки скважин разных эксплуатационных объектов должны быть взаимно согласованы таким образом, чтобы по месторождению они образовывали общую максимально возможную равномерную сетку. Для этого рекомендуется все сетки объектов формировать из сеток дихотомического ряда квадратных сеток с площадью на скважину 1, 2, 4, 8, 16, 32, 64, 128 и 256 га. Скважины целесообразно бурить ниже проектного эксплуатационного объекта до следующего эксплуатационного объекта или даже до самого нижнего, что повысит надежность всей система разработки. Разбуривание месторождения следует начинать и вести от центра к периферии. Необходимо сочетать промышленную разработку одних участков с доразведкой других соседних участков.

Интенсивность обводнения продукции в значительной степени зависит от геологических факторов. Из объектов с малой относительной вязкостью пластовой нефти (μ_о до 5) на 1 стадии разработки отбирают практически безводную нефть. Значительный рост обводнения продукции начинается в конце II или на III стадии. На IV стадии рост обводнения замедляется. В период высокого обводнения продукции (более 80-85%) из таких залежей отбирают не более 10-20 % извлекаемых запасов нефти. Ускоренный рост обводнения продукции, соответствует объектам с большими неоднородностью продуктивных пластов, относительными размерами водонефтяных зон, относительной вязкостью нефти (в диапазоне маловязких нефтей, т.е. до 5), поскольку в этих условиях усложняется процесс вытеснения нефти водой. По объектам с маловязкой нефтью III стадия разработки завершается с самой различной обводненностью продукции от 30-40 до 80%.

Обводнения продукции объектов с повышенной относительной вязкостью нефти (более 5) начинается с первых лет разработки и быстро нарастает до 80-85%. После этого интенсивность роста обводнения снижается. III стадия завершается при высокой обводненности продукции (более 85%). В период разработки таких залежей при высокой обводненности (более 80-85%) из недр добывается половина и более извлекаемых запасов нефти. Динамика обводнения залежей с вязкими нефтями, в отличие от кривых залежей маловязких нефтей, в основном, определяется именно повышенной вязкостью нефти, которая скрывает влияние других геолого-промысловых факторов.

Темпы отбора жидкости.

В условиях роста обводнения добываемой продукции заданная динамика добычи нефти обеспечивается лишь при достаточных темпах годовых отборов жидкости z_ж;:

Z_ж = (q_max/Q_извл) 100, (33)

где Zж — темп отбора жидкости; q_max —годовой отбор жидкости; Q_извл —начальные извлекаемые запасы нефти объекта.

Оптимальная динамика годовых отборов жидкости тесно связана с динамикой добычи нефти и обводнения продукции и, следовательно, с теми геологопромысловыми факторами, которые на них влияют.

Для залежей маловязкой нефти основное значение имеет характер динамики отбора жидкости на III стадии разработки. Обобщение опыта разработки таких залежей позволяет выделить следующие три разновидности динамики годовых отборов жидкости в течение III стадии: а) постоянное снижение; б) сохранение на уровне II стадии разработки; в) постепенное наращивание с превышением в конце стадии уровня, достигнутого на второй стадии, в 1,5—2,5 раза.

Снижение отборов жидкости на III стадии разработки характерно главным образом для высокопродуктивных эксплуатационных объектов небольших размеров, которым свойственны высокие темпы добычи нефти на II стадии и низкая обводненность продукции (30—50%) к концу основного периода.

Сохранение на III стадии разработки постоянных отборов жидкости на уровне отборов II стадии присуще высокопродуктивным объектам значительных размеров, на которых обводненность продукции к концу III стадии обычно составляет 50—70 % (в связи с большими размерами водонефтяных зон) и темпы добычи нефти на II стадии достигают 6—7 % начальных извлекаемых запасов.

Постепенное повышение отборов жидкости на III стадии разработки характерно для залежей нефти, приуроченных к продуктивным пластам с весьма неоднородным строением или низкой проницаемостью пород-коллекторов, особенно при больших размерах площади нефтеносности и водонефтяных зон. В этих условиях необходимость повышения отборов жидкости предопределяется относительно низкими темпами добычи нефти и жидкости на II стадии и высокой обводненностью продукции в конце III стадии (70—85%, иногда и более).

На залежах нефти с повышенной вязкостью обводненность продукции уже к концу II стадии возрастает до 40—50%, а к концу III стадии достигает 90—95%. В связи с этим годовые отборы жидкости из таких залежей резко наращиваются уже с конца 1 стадии и к концу III стадии могут превышать годовую добычу нефти на II стадии в 4—6 раз и более.

На IV стадии разработки темпы отбора жидкости из объектов сохраняются примерно на уровне отбора в конце III стадии.

Количество проходящей через залежь воды и

конечное нефтеизвлечение.

Процесс вытеснения нефти водой из пласта существенно отличается от поршневого вследствие диспергирования нефти. В связи с этим отбираемый из залежи объем нефти вытесняется значительно большим количеством воды. Количество проходящей через залежь (промывающей пласт) воды — один из факторов, влияющих на коэффициент извлечения нефти, причем значение этого параметра возрастает с ухудшением геолого-физических показателей объекта.

Зависимость коэффициента извлечения нефти от количества прошедшей через залежь (внедрившейся в залежь) отражается на графике, называемом характеристикой вытеснения. (рис. 3.12).

Рис 3.12. Характеристики вытеснения нефти водой при разработке.

Залежи: а, б, в – маловязкой нефти (от а к в геологопромысловая характеристика залежи ухудшается), г – вязкой нефти; k_{извл. н} коэффициент извлечения нефти; V_в – объемы внедрившийся воды

На оси абсцисс графика (рис.3.13.) откладывается количество прошедшей через залежь воды, на оси ординат — коэффициент извлечения нефти. Количество воды выражают через количество объемов пор пласта, первоначально занятых нефтью. За величину нефтенасыщенного объема пор принимают объем начальных балансовых запасов нефти в пластовых условиях. Начальные участки кривых, представленные прямолинейными отрезками, соответствуют периоду безводной эксплуатации. С появлением воды в продукции кривые отклоняются от прямой. С усложнением геолого-физической характеристики объектов количество объемов воды, внедряющихся в залежь, возрастает с 1,5—2 до 6—7 и более. Из высокопродуктивных залежей основная часть запасов нефти извлекается в результате прохождения первого объема воды, с внедрением второго объема прирост коэффициента извлечения уменьшается. Чем хуже характеристика залежей, тем больше снижается эффективность внедрения первого объема воды и возрастает эффективность внедрения следующих объемов. Несмотря на промывку пластов большим количеством воды, на залежах с менее благоприятной характеристикой достигается меньшее значение коэффициента извлечения. Если по наиболее высокопродуктивным залежам он может достигать 0.6, то на залежах маловязкой нефти в неоднородных пластах не превышает 0,5—0,55. При повышенной вязкости нефти внедрение в залежь 7—8 объемов воды обусловливает коэффициент извлечения нефти не больше 0,4.