25 Критерии выбора системы заводнения нефтяной залежи

Если необходимо поддерживать пластовое давление, то надо установить вид воздействия (закачка воды, газа, пара или другого агента) и схему воздействия (закачка воды за контур или внутри него, применение площадного заводнения, нагнетание газа в газовую шапку, в среднюю часть залежи, насыщенную нефтью, или же по всей площади залежи).

Нужно также установить, какое следует поддерживать в пласте на линиях нагнетания давление (равное начальному пластовому давлению, ниже или выше его).

При законтурном заводнении естественное течение процесса интенсифицируется, так как область питания приближается к самой залежи; стягивание контура нефтеносности (если пласт в основном представлен непрерывным и хорошо проницаемым коллектором и наклон его значителен) может проходить наиболее рационально и коэффициент нефтеотдачи повысится.

При низкой проницаемости за контуром нефтеносности для эффективности процесса поддержания давления следует наметить закачку во внутреннюю часть залежи − запроектировать внутриконтурное заводнение или приконтурное заводнение.

Если законтурное заводнение не может обеспечить разработку крупной залежи в приемлемые сроки, то надо запроектировать и внутриконтурное заводнение. При этом залежь «разрезается» рядами нагнетательных скважин на отдельные площади, разработка которых заканчивается быстрее.

На залежах с низкими коллекторскими свойствами, где внутриконтурное «разрезание» не в состоянии обеспечить нужных темпов разработки, проектируется площадное заводнение. Применение этого метода обеспечивает нужные темпы разработки даже при самых плохих коллекторских свойствах залежи, поскольку фильтрационные сопротивления между забоями эксплуатационных и нагнетательных скважин сокращаются. Разместив то же общее число скважин на той же площади по четырех-, пяти- или семиточечной системе площадного заводнения, можно получить большую добычу нефти, чем при системе внутриконтурного заводнения, когда между двумя линейными рядами нагнетательных скважин располагаются пять рядов добывающих скважин. В настоящее время площадное заводнение с самого начала разработки месторождений повсеместно не применяется. Дело в том, что некоторые исследователи считают, что когда площадное заводнение используется с начала разработки, то получают меньшую нефтеотдачу и большое количество попутной воды. Внимательное теоретическое изучение этого вопроса и учет практики применения внутриконтурного заводнения впоследние годы все больше свидетельствуют о необоснованности этогомнения.

При площадном заводнении нагнетательные и добывающие скважины приближены друг к другу. Участок, дренируемый одной добывающей скважиной, находится под воздействием нескольких нагнетательных, расположенных по разные стороны от нее. Воздействие на пласт идет интенсивнее и при более полном охвате его процессом вытеснения.

Известны результаты геолого-гидродинамического анализа и расчетов, проведенных во ВНИИ для одного из месторождений Западной Сибири: наиболее высокая нефтеотдача (58 %) и к тому же за самый короткий срок достигается при площадной системе заводнения. Меньшую нефтеотдачу получают при однорядной системе (на 1,5 % меньше за срок на 10 % больший). На 4 % ниже, чем при площадном заводнении, нефтеотдача при трехрядной системе, и на 9 % − при пятирядной. Если принять накопленную добычу нефти к концу разработки при площадном заводнении за 100 %, то при однорядной системе будем иметь 97,5 %, при трехрядной и пятирядной − 93 и 85 % соответственно. Получается, что нефтеотдача при площадном заводнении не меньше, чем при многорядной системе.

Обычно применение площадного заводнения с самого начала разработки проектируется и осуществляется лишь в вынужденных условиях, т. е. только тогда, когда пласт имеет настолько плохие коллекторские свойства, что ни одна другая система не обеспечивает необходимых темпов разработки. Вероятно, это объясняется тем, что, как правило, там, где средняя проницаемость мала, она сильно меняется по площади и по разрезу, а сами продуктивные пласты имеют множество зон выклинивания и замещения их непроницаемыми породами. В таких условиях водонефтяной контакт продвигается неравномерно и, как следствие этого, наблюдаются ранние прорывы воды в эксплуатационные скважины и пониженная нефтеотдача. Это положение усугубляется при повышенной вязкости нефти. Процесс обводнения добывающих скважин в таких системах более постепенный и значительно растягивается во времени (вода появляется значительно раньше, но темп нарастания обводненности замедленный).

Однако это обусловлено не пороками площадного заводнения, а природными свойствами таких пластов. При применении площадного заводнения с начала разработки в пластах со средней неоднородностью, содержащих нефть невысокой вязкости (1 − 3 мПа·с), вероятно будут достигнуты сравнительно высокая конечная нефтеотдача и сравнительно небольшой отбор сопутствующей воды.

Так как реальные пласты, как правило, прерывисты (отдельные слои выклиниваются), то при удалении нагнетательных скважин от добывающих снижаются как коэффициент воздействия на пласт, так и коэффициент охвата процессом вытеснения. Поэтому на многих месторождениях стали сближать скважины или переносить фронт нагнетания, а также бурить дополнительные нагнетательные скважины.

В условиях неоднородных пластов значительно труднее определить систему разработки, при которой охват заводнением по площади залежи был бы наибольшим. В проектах разработки таких залежей предусматривают большой резервный фонд скважин, предназначенных для повышения коэффициента вытеснения и коэффициента воздействия на пласт. Они бурятся по мере выявления и уточнения особенностей геологического строения месторождения.