26 Случаи закачки газа в пласт

При большой глинистости коллектора, разбухающего и закупоривающегося от воздействия воды, её закачка в пласт может оказаться и неосуществимой. В этом случае поддерживать давление в залежи и вытеснять нефть к скважинам, возможно, придется путем закачки газа.

При значительной газовой шапке, отсутствии напора краевых вод, недостатке воды в районе залежи и наличии на том же или на соседнем месторождении горизонтов, богатых газом высокого давления также может оказаться целесообразным поддержание давления путем нагнетания газа.

Газ закачивают в «шапку» с целью поддержания в ней давления на уровне начального или с целью замедления его падения по мере расширения газовой шапки в процессе разработки. При условиях, благоприятных для закачки газа и неблагоприятных для нагнетания воды, можно создать искусственную газовую шапку, нагнетая газ в скважины на своде структуры или другом повышенном месте залежи.

Может оказаться целесообразным площадная закачка газа и с начала разработки. Но, поскольку вязкость газа значительно меньше вязкости нефти, то степень вытеснения нефти газом будет ниже, чем при площадном заводнении и при закачке газа в естественную или искусственную газовую шапку, а удельный расход газа больше удельного расхода воды. Поэтому площадное нагнетание газа, как правило, следует применять лишь на пластах с очень низкой проницаемостью, для которых к тому же установлена невозможность площадного заводнения.

Площадное нагнетание газа может быть также целесообразно, если обогатить его промежуточными компонентами и (или) нагнетать под высоким давлением, обеспечив совместимость закачиваемого агента с нефтью и достижение высокой нефтеотдачи.

Бывают случаи, когда ни закачка воды, ни закачка газа невозможны или нерентабельны. Например, в трещиновато-пористых коллекторах с двумя видами пористого пространства: в блоках породы и в трещинах. В таких пластах основные запасы нефти сосредоточены в порах блоков, но проницаемость этих пор значительно ниже проницаемости трещин, в которых, однако, сосредоточена незначительная часть запасов нефти. В этом случае (если отсутствует или мала капиллярная пропитка) вытеснение нефти водой или газом приведет к извлечению только нефти, находящейся в трещинах. Основная же масса нефти останется в порах блоков породы пласта.

Другим примером неэффективности применения закачки воды или газа являются залежи нефти в пластах с близко расположенными (в десятках и сотне метров) непроницаемыми границами, т. е. залежи, разбитые тем или иным путем на множество мелких блоков. Для более полного охвата залежи процессом вытеснения придется бурить много скважин, так как на каждой мини залежи необходимо иметь, по крайней мере, одну нагнетательную и одну добывающую скважину. Это может привести к нерентабельности применения методов воздействия на пласт. Придется проектировать разработку без воздействия на пласт не потому, что оно излишне, а потому, что оно нецелесообразно.

В последних случаях процесс разработки придется осуществлять не при напорном вытеснении нефти, а при упругом режиме, затем на режиме растворенного газа и, наконец, на гравитационном режиме.

Н а г н е т а н и е в п л а с т г а з а и л и п а р а . Расчетный вариант разработки при поддержании пластового давления закачкой газа в естественную или искусственную газовую шапку близок к поддержанию давления путем внутриконтурного заводнения небольшой залежи с пониженной проницаемостью в законтурной области, когда вода закачивается в центральную часть пласта. Если газовая шапка создается искусственно, то разница между этими случаями заключается в основном в различии вязкости и плотности нагнетаемого агента.

Поэтому при закачке газа исследуют такие же расчетные варианты, как и при внутриконтурном заводнении: три – пять вариантов, отличающихся числом добывающих скважин, один – три варианта по режиму эксплуатации добывающих скважин. Для определения интенсивности поддержания давления (в данном случае по количеству газа, закачиваемого в газовую шапку) следует рассмотреть большее число вариантов (три – пять). Процесс нагнетания газа более сложный и дорогой, поэтому определение эффективного давления нагнетания имеет большее значение.

Нагнетательные скважины обычно размещают по площади газовой шапки равномерно. Число нагнетательных скважин вследствие небольшой вязкости

газа обычно невелико и находится гидродинамическим расчетом. При очень низких коллекторских свойствах пласта, а также для крупных залежей с плохими коллекторскими свойствами, когда заводнение невозможно или малоэффективно целесообразно рассмотреть возможность площадной закачки газа с начала разработки или на её ранней стадии.

Для достижения максимального дебита обобщенной скважины (добычи нефти, отнесенной к общему числу добывающих и нагнетательных скважин) предпочтительны системы с большим числом добывающих скважин, приходящихся на одну нагнетательную. Однако такие системы не могут обеспечивать полного охвата пласта воздействием, особенно при большой неоднородности пласта. При нагнетании высоко подвижного газа (поскольку вязкость газа обычно на два – три порядка меньше вязкости нефти), это обстоятельство усугубляется. Поэтому основное внимание при выборе системы воздействия следует уделить обеспечению наиболее полного охвата

пласта воздействием и процессом вытеснения. В таком случае приемлема четырехточечная (обращенная семиточечная) схема с двумя эксплуатационными скважинами, приходящимися на каждую нагнетательную. Эта схема обеспечивает наибольшее воздействие, а также инверсию загазовывающихся добывающих скважин в нагнетательные. При закачке пара в пласт для лучшего обеспечения гидродинамического и термического воздействия целесообразно вносимое в пласт тепло доставлять возможно ближе к добывающим скважинам. Поэтому предпочтительны площадные системы воздействия на пласт.