4.2. Циклическое воздействие при заводнении пластов

Полнота охвата пластов заводнением и нефтеотдача резко снижаются при геологической неоднородности пластов.

Нагнетаемая вода прорывается к добывающим скважинам по высокопроницаемым слоям, оставляя не вытесненной нефть в малопроницаемых зонах. Для того чтобы повысить нефтеотдачу, в слабо дренируемой залежи в 50 годы было предложено циклическое заводнение, которое позволяет изменять направление фильтрационного потока.

4.2.1. Механизм процесса.

Искусственно создается давление путем изменения объемов нагнетания воды, т.е. таким образом, изменяя объем закачиваемой воды, можно повышать или понижать давление.

При изменении давления в пласте, при увеличении объема нагнетания воды или снижения отбора жидкости – возникают перепады давления.

При переносе фронта нагнетания в пла­сте создаются изменяющиеся по величине и направлению гра­диенты гидродинамического давления, нагнетаемая вода внед­ряется в застойные малопроницаемые зоны и вытесняет из них нефть в зоны интенсивного движения воды.

Изменение направления фильтрационных потоков достига­ется за счет дополнительного разрезания залежи на блоки, оча­гового заводнения, перераспределения отборов и закачки между скважинами, циклического заводнения. Метод технологичен, требует лишь небольшого резерва и мощности насосных стан­ций и наличия активной системы заводнения (поперечные раз­резающие ряды, комбинация приконтурного и внутриконтурного заводнении и др.). Он позволяет поддерживать достигну­тый уровень добычи нефти, снижать текущую обводненность и увеличивать охват пластов заводнением. Метод более эффек­тивен в случае повышенной неоднородности пластов, высоковязких нефтей и применения в первой трети основного периода разработки.

Возникновение перепадов давлений – способствует внедрению воды из заводненных зон в нефтенасыщенные.

Метод эффективен при неоднородности пластов. Применение метода на поздней стадии разработки не целесообразно.

4.3. Размещение скважин

Под размещением скважин понимают сетку размещения и расстояния между скважинами (плотность сетки), темп и порядок ввода скважин в работу. Системы раз­работки подразделяют на следующие: с размещением скважин по равномерной сетке и с размещением скважин по неравно­мерной сетке (преимущественно рядами).

Различают: равномерная сетка и неравномерная (преимущественно рядами) сетка с размещением скважин.

Размещение скважин по равномерной сетке различают: по плотности сетки, по темпу ввода скважин в работу, по порядку ввода скважин в работу.

Сетки по форме бывают – квадратными, треугольными. При треугольной сетке скважин располагается больше, чем при квадратной (на 15 %).

Под плотностью сетки скважин подразумевают отношение площади нефтеносности к числу скважин.

Практикой разработки установлено, что в реальных неоднородных пластах плотность сетки оказывает влияние на нефтеотдачу пласта. Неоднородный пласт (прерывистость, наличие линз). Наибольшее влияние играет плотность в размере 25-30 га/скв, или (25-30)104 м²/скв.

1 га – 10 000 м².

По темпу ввода скважин – различают одновременную и замедленную системы разработки.

Одновременная система – все скважины вводят в течении 1 до 3 лет.

Замедленная система – ввод скважин в разработку более 3 лет.

Применение равномерной сетки целесообразно – при работе пласта с неподвижными контурами нефтеносности, т.е. при равном распределении пластовой энергии.

Размещение скважин по неравномерной сетке – это выдержанные расстояния между рядами и между скважинами в рядах и с уплотнением центральной части месторождения. Такие системы применяют, когда режим водогазонапорный, напорно-гравитационный и смешанный.

Пример, Туймазинское месторождение – 500 м между рядами и 400 м между скважинами в рядах.