Скважин при внутриконтурном заводнении:

а — расположение нагнетательных скважин вдоль длинной оси складки;

б— расположение поперечно-разрезающих рядов нагнетательных скважин;

в - приконтурное заводнение. Условные обозначения см. на рис. 107

- 322 -

иваются под нагнетание. Такой порядок нагнетательных скважин разрезающих рядов обеспечивает образование сплошного фронта воды вдоль разрезающего ряда.

Приконтурное заводнение применяется для сравнительно не­больших залежей, характеризующихся плохой связью водоносной и нефтяной частей пласта. Снижение проницаемости пласта в зоне водонефтяного контакта обусловливается литологической изменчи­востью пласта или физико-химическими процессами, происходя­щими на контакте нефть — вода. В этих случаях для получения не­обходимого эффекта от закачки воды в пласт нагнетательные сква­жины следует располагать в зоне хороших коллекторов в нефтяной части пласта, вдоль контура нефтеносности (рис. 108 в). Первый ряд добывающих скважин обычно располагается от ряда нагнетатель­ных скважин на расстоянии, в 1,5...2 раза превышающем расстояние между рядами добывающих скважин. Порядок разбуривания сква­жин при приконтурном заводнении тот же, что и при законтурном заводнении.

Площадное заводнение применяется для залежей нефти, приу­роченных к пластам, характеризующимся большой неоднородно­стью и имеющим низкие коллекторские свойства. При площадном заводнении скважины бурятся по треугольной или квадратной гео­метрической сетке. В часть скважин, расположенных равномерно по всей площади, производится закачка воды; из остальных скважин осуществляется добыча нефти (рис. 109).

- 323 -

Очаговое заводнение применяется для неоднородных пластов с целью регулирования процессов разработки. Обычно этот вид за­воднения используют для повышения давления на участках, где сла­бо сказывается закачка воды от законтурных или разрезающих рядов нагнетательных скважин. Под очаговые нагнетательные скважины выбираются высокопродуктивные добывающие скважины, вскрыв­шие более однородный пласт с лучшими коллекторскими свойства­ми в зоне, не подвергшейся влиянию закачки воды. При закачке воды в такие скважины обеспечивается более быстрое восстановле­ние давления на всем участке.

6.5.5. Геологическое обоснование методов повышения коэффициента извлечения нефти

Методы повышения коэффициента извлечения нефти приме­няются на залежах с высоковязкой нефтью. К их числу относятся термохимические методы (создание очага горения в пласте, закач­ка горячей воды или пара), закачка углекислоты и поверхностно­активных веществ, закачка водогазовой смеси, пен, воды повышен­ной вязкости и др. Подавляющее большинство этих методов направ­лено на снижение соотношения между вязкостью высоковязкой нефти и вязкостью пластовой воды.

Термохимические методы применяются для залежей с вязкой нефтью, залегающих на сравнительно небольшой глубине — до 1000... 1500 м. Обычно их используют для пластов, уже находивших­ся в разработке под влиянием естественного малоактивного режи­ма, обеспечивающего низкий коэффициент извлечения нефти. Тер­мохимические методы дают возможность повысить его с 0,1 ...0,15 до 0,3...0,4 и более.

Термохимическое воздействие на пласт и призабойную зону скважин осуществляется следующими методами:

1. закачкой в пласт горячих агентов (пара и воды);

2. созданием внутрипластового движущегося очага горения (ВДОГ).

При закачке в пласт горячей воды или пара прогревается приза­бойная зона и очищаются от парафина и других отложений отвер­стия фильтра скважин и поровые каналы в призабойной зоне. Кро­ме того, уменьшается вязкость нефти. Пар или воду для этих целей закачивают периодически. Обычно закачка проводится в течение 10—14 сут. в остановленную добывающую скважину. Затем скважи­ну закрывают на двое или трое суток, чтобы тепло распространилось как можно дальше от ствола скважины в глубь пласта, после чего возобновляют ее эксплуатацию. Прогрев паром призабойной зоны увеличивает дебит скважины в несколько раз.

По мере остывания прогретой зоны пласта и повторного отло­жения в процессе эксплуатации парафино-смолистых веществ дебит

- 324 -

скважины постепенно уменьшается, поэтому паротепловая обработ­ка периодически повторяется.

Для извлечения из пласта вязких нефтей применяется закач­ка пара в пласт через нагнетательные скважины. Этот метод с успе­хом испытан на Северном Сахалине, в Краснодарском крае и в дру­гих районах. Опытно-промышленные работы показали, что закач­ка пара дала возможность повысить коэффициент извлечения с 0,12 до 0,3...0,4. Нагнетание пара для вытеснения нефти из пласта может применяться при существующих парогенераторах для пластов, зале­гающих на глубине не более 700... 1000 м.

Тепло для воздействия на пласт при методе извлечения нефти путем создания внугрипластового движущегося очага горения об­разуется за счет сжигания части пластовой нефти. На горение рас­ходуется около 10... 15% нефти, первоначально содержащейся в пла­сте. Обычно сгорают наиболее тяжелые, менее ценные компонен­ты нефти.

Горение начинается в пласте при температуре 90...150 °С. До этой температуры призабойная зона пласта нагревается электриче­ским или газовоздушным нагревателем. После начала горения тем­пература быстро возрастает и после достижения 300...500°С нагре­ватели выключаются. Для поддержания очага горения необходимо непрерывное нагнетание воздуха или другого кислородсодержаще­го агента.

Фронт горения постепенно перемещается от нагнетательной с кважи н ы к доб ы ва юще й.

По опытным данным внутрипластовый движущийся очаг го­рения позволяет существенно повысить коэффициент извлечения нефти. Высокая эффективность процесса объясняется комплекс­ным воздействием на пласт теплового и динамического факторов: влияния испарения легких фракций нефти и воздействия пара, об­разованного из пластовой воды и воды, полученной в результате го­рения.

Закачка углекислоты - как показали результаты лабораторных исследований, вязкость нефти при закачке углекислоты может сни­зиться в 10 раз. Добавка углекислоты в нагнетательную скважину на небольшом месторождении Вашингтон (США, штат Оклахома) уве­личила ее приемистость в 8 раз, а текущую нефтеотдачу — на 30% по сравнению с этими показателями при применении методов обычно­го заводнения.

Закачка поверхностно-активных веществ (ПАВ) — сущность ме­тода заключается в снижении этими веществами поверхностного на­тяжения на границе нефть — вода, вода — порода, что способствует повышению скорости вытеснения и увеличению коэффициента вы­теснения. У нас в стране работы по промышленному применению ПАВ проводятся на ряде месторождений высоковязкой нефти.

- 325 -

Закачка водогазовой смеси, пен и воды повышенной вязкости на­правлена на снижение фазовой проницаемости для воды в высоко- обводненных зонах и пропластках, в которых произошел прорыв на­гнетаемой воды. Тем самым повышается коэффициент вытеснения. Последний может быть повышен, если увеличить вязкость нагнета­емой воды путем добавления в нее гелей, действующих как загусти­тели.