6.5.3. Основные геолого-технологические факторы,

влияющие на величину коэффициента извлечения нефти из недр

Рациональные системы разработки предусматривают достиже­ние максимально возможного коэффициента извлечения нефти из недр при экономически целесообразном уровне затрат.

Различают конечный и текущий коэффициенты извлечения нефти. Конечный коэффициент определяется отношением величи­ны извлекаемых запасов залежи к начальным балансовым, а теку­щий — отношением накопленной добычи к начальным балансовым запасам залежи.

- 318 -

На величину коэффициента извлечения нефти η оказывают вли­яние в первую очередь степень вытеснения нефти из пласта водой, определяемая коэффициентом вытеснения η_выт , и охват нефтяно­го пласта заводнением, определяемый коэффициентом охвата η_охв. В последнее время в формулу определения η вводят в качестве со­множителя и коэффициент заводнения

η = η_выт ·η_охв ·η_зав. (6.13)

Коэффициент вытеснения в значительной мере зависит от вели­чины отношения вязкости нефти к вязкости воды μH/μB и степени однородности пласта. Чем меньшеμцН/μВ и однороднее пласт, тем выше коэффициент вытеснения. Коэффициент вытеснения возраста­ет с увеличением объемов прокачанной воды, однако увеличение объ­емов прокачки ведет к возрастанию себестоимости нефти.

Под коэффициентом охвата понимают отношение объема зале­жи, охваченного разработкой, к объему всей залежи. Он зависит от проницаемости пласта и ее изменчивости, расчлененности, преры­вистости, от потерь нефти в тупиковых зонах, неполноты вытеснения по мощности пласта, несовершенства системы разработки в части размещения скважин и плотности сетки скважин. Перечисленные выше геологические и технологические факторы способствуют поте­рям нефти после прохождения фронта воды в виде целиков в изоли­рованных линзах и полулинзах, в тупиковых зонах и зонах выклини­вания и литолого-фациального замещения, в прослоях с низкой про­ницаемостью. В зависимости от расположения скважин на участках геологически неоднородных могут образовываться застойные зоны. Целики потерь образуются и в промежутках между скважинами цен­трального ряда и нагнетательными скважинами разрезающих рядов.

Таким образом, мероприятия по воздействию на пласт должны быть направлены в первую очередь на увеличение коэффициентов вытеснения и охвата, чтобы в конечном счете увеличить коэффици­енты извлечения нефти.

6.5.4. Геологическое обоснование систем разработки залежей нефти с заводнением

В настоящее время в СССР большинство залежей со значитель­ными запасами нефти разрабатываются с заводнением, обеспечива­ющим поддержание пластового давления.

Поддержание пластового давления осуществляется путем за­качки в пласт преимущественно воды. При этом залежь в соответ­ствии с проектом разбуривается сеткой добывающих и нагнетатель­ных скважин. В технологическом плане такая залежь представляет собой объект разработки. Одним объектом разработки будут являть­ся и несколько продуктивных пластов, разрабатываемых одной сет­кой скважин.

- 319 -

Вид заводнения на объекте разработки выбирается в зависимо­сти от геологического строения продуктивного пласта в нефтяной и законтурных его частях, вязкости нефти и других ее свойств, есте­ственного режима залежи и т.п.

Закачка воды производится в законтурную или приконтурную часть нефтяной залежи или непосредственно в нефтяную залежь. В зависимости от этого выделяют законтурное и внутриконтурное заводнение.

Система разработки с законтурным заводнением. Основным условием успешного применения систем разработки с законтурным заводнением является наличие хорошей гидродинамической связи между нефтеносной и водоносной частями пласта на контуре зале­жи. Обычно разработка с законтурным заводнением применяется для залежей нефти с естественным упруго-водонапорным режимом.

Добывающие скважины при системе разработки с законтурным заводнением располагаются рядами вдоль внутреннего контура не­фтеносности, причем скважины каждого последующего ряда сме­щаются по отношению к скважинам предыдущего ряда на половину принятого расстояния между добывающими скважинами. Послед­ний ряд скважин должен располагаться в самой повышенной части залежи (рис. 107 а).

При разработке пластовых сводовых залежей, приуроченных к асимметричным складкам, на пологом крыле размещается больше рядов добывающих скважин, чем на крутом (рис. 107 б). При раз­работке литологически экранированных залежей нагнетательные скважины располагаются вдоль водонефтяного контакта (рис. 107 в).

Расстояние между скважинами в рядах принимается меньшим, чем расстояние между рядами. Этим обеспечивается более равно-

Рис. 107. Схемы расположения добывающих и нагнетательных скважин при законтурном заводнении.

Залежи: а — симметричная сводовая; б — асимметричная сводовая;

в — литологически экранированная.

1 — изогипсы кровли пласта; 2 — внешний контур нефтеносности;

3 — линия литологического ограничения; скважины: 4 — добывающие,

5 — нагнетательные

- 320 -

мерное стягивание контура нефтеносности. В Волго-Уральской и Западно-Сибирской нефтегазоносных провинциях применяют расстояния между скважинами 300. ..500 м, а между рядами 500...800 м. Нагнетательные скважины располагают в непосредственной близости от контура нефтеносности (200...300 м), а во многих случаях — прямо на внешнем контуре нефтеносности. Как правило, нагнетательные скважины бурятся вдоль всего контура.

Расстояния между нагнетательными скважинами при законтур­ном заводнении обычно принимаются в 1,5—2 раза большими, чем расстояния между добывающими скважинами. Число нагнетатель­ных скважин, а следовательно, и расстояния между ними могут быть рассчитаны в зависимости от необходимых объемов воды, подлежа­щих закачке, и приемистости скважин. Объем воды, подлежащий закачке, определяется по объему в пластовых условиях жидкости, извлекаемой из пласта. Приемистость скважин устанавливается при их исследовании. При расчете необходимого объема воды для закач­ки следует учитывать ее отток в законтурную часть пласта. Величина оттока обычно принимается 10...20%.

Нагнетательные скважины желательно смещать на половину расстояния между добывающими скважинами первого ряда. Это по­зволит обеспечить более равномерное продвижение контура нефте­носности.

Порядок разбуривания системы запроектированных добываю­щих и нагнетательных скважин при законтурном заводнении реко­мендуется следующий. В первую очередь необходимо разбурить пер­вый ряд добывающих скважин и не менее 50% нагнетательных сква­жин, затем следует бурить добывающие скважины второго, третьего рядов и оставшиеся нагнетательные скважины.

Наиболее эффективно законтурное заводнение при трех-пяти рядах добывающих скважин, большее число рядов нецелесообраз­но, так как расположенные на значительном расстоянии добываю­щие скважины не будут испытывать должного эффекта от законтур­ного заводнения. Для быстрейшего вовлечения в разработку всей за­лежи следует применять дополнительное заводнение в разрезающие ряды нагнетательных скважин, что обеспечит равномерное воздей­ствие нагнетаемой воды по всей залежи.

Система разработки с внутриконтурным заводнением. К внутри- контурному заводнению относятся: закачка воды в разрезающие за­лежь ряды нагнетательных скважин, приконтурное, площадное, очаговое заводнение.

Закачка воды в нагнетательные скважины, разрезающие залежь рядами, применяется при разработке крупных залежей нефти (рис. 108 а, б). При этом нагнетательные скважины разделяют крупные нефтяные залежи на эксплуатационные поля. Для каждого такого поля составляется свой проект разработки, определяющий систе-

- 321 -

му расположения добывающих и нагнетательных скважин и уровень добычи нефти.

Ширина каждого эксплуатационного поля должна быть такой, чтобы на нем можно было расположить не более трех-пяти рядов до­бывающих скважин.

Расстояние от первого ряда этих скважин до ряда нагнетатель­ных скважин обычно принимается в 2 раза большим, чем меж­ду рядами добывающих скважин. На практике приняты расстоя­ния между рядами добывающих скважин 400...800 м, до нагнета­тельного ряда - 800...1600 м и между скважинами в добывающем ряду - 200...400 м. Расстояние между нагнетательными скважинами обычно принимается в 2 раза меньшим, так как закачиваемая вода должна влиять на два эксплуатационных поля. Разбуривание зале­жи должно начинаться с рядов нагнетательных скважин. Затем бу­рятся ближайшие от них ряды добывающих скважин. В последнюю очередь бурится центральный ряд скважин.

В начале разработки залежи нагнетательные скважины использу­ются как добывающие. Это значительно облегчает их освоение под нагнетание воды. Освоение скважин под нагнетание проводится че­рез одну скважину, а из промежуточных скважин продолжается до­быча нефти до подхода воды от соседней нагнетательной скважины. После значительного обводнения промежуточные скважины осва-