13.1. Вибір об'єктів

Для вибору об'єктів з метою здійснення вторинних методів видобутку нафти керуються такими міркуваннями.

1. Залишкова нафтонасиченість має становити не менше 35 % об'єму порового простору, тому що за меншої нафтонасиченості ефективність процесу різко зменшується через зростання максимальної межі витрачання робочого агенту на 1 т нафти, яку видобувають із пласта, що ефективно може бути невигідним.

2. Закачування води є ефективнішим за вмісту зв'язаної води до 25 %. Вищий її вміст різко знижує ефективність процесу. Межа водонасиченості для застосування методу може досягати 55 %. Нагнітання газу в пласт мож­ на проводити і за більшого вмісту зв'язаної води. Межа водонасиченості тоді може сягати 70 %.

3. Неоднорідні пласти, які складаються з пропластків різної проник­ ності доцільно ділити на 2—3 об'єкти для роздільного закачування робочо­ го агенту в кожен з них.

4. У разі фаціальної мінливості, лінзоподібності і малої товщини плас­ та (менше 10 м), за яких сусідні свердловини не взаємопов'язані й внаслі­ док чого не взаємодіють, вторинні методи видобутку нафти не дають, як правило, бажаного ефекту.

5. Пласти, складені нестійкими, крихкими породами, несприятливі для здійснення вторинних методів видобутку нафти через утворення піщаних пробок на вибоях видобувних свердловин і потребу боротьби з ними.

6. За наявності тектонічних порушень, які розбивають пласт на декіль­ ка блоків, слід розглядати кожен блок як самостійний об'єкт.

1. Сприятливими об'єктами для застосування зазначених методів ви­ добутку нафти є герметичні пласти з режимом розчиненого газу.

7. Значна обводненість пласта знижує ефективність площового завод­ нення. Висока газонасиченість пласта несприятлива для закачування газу (чи повітря), оскільки спричинює проникнення робочого агенту в екслуа- таційну свердловину і підвищення його витрачання.

8. Витрата робочого агенту залежить від властивостей нафти. Підвище­ на в'язкість нафти зумовлює високе питоме витрачання води, газу або по­ вітря. За в'язкості нафти в пластових умовах понад 50 сП нагнітання в пласт води, газу або повітря — є малоефективним.

10. Вторинними методами видобутку переважно має бути охоплений весь експлуатаційний об'єкт. Пласти, які вибирають для застосування цих методів, розбурюють за нормальною сіткою свердловин. Якщо такої сітки немає, слід проектувати буріння додаткових свердловин з урахуванням йо­ го економічної доцільності. Для надійнішого результату дії на пласт бурять оцінні свердловини з відбором керна для лабораторного визначення коефі­ цієнта витіснення з пласта нафти газом або водою.

13.2. Спостереження в процесі видобутку

У процесі закачування води і газу в будь-яку ділянку пла­ста чи в пласт спостерігають за зміною:

• пластового тиску чи рівня рідини в свердловинах;

• коефіцієнта продуктивності та дебіту свердловин;

• газового фактора і відсотка обводнення свердловин;

• складу нафти, води і газу у видобуваній продукції;

• контурів нафтоносності;

• приймальності нагнітальних свердловин.

Отримані дані беруть за основу для встановлення технологічного проце­су закачування робочого агенту, тиску нагнітання, кількості робочого агенту, темпу відбору продукції і закачування робочого агенту в пласт в цілому, а також по окремих свердловинах. З метою контролю за процесом дії на пласт виділяють спеціальні свердловини — п'єзометричні і контрольні.

Під час нагнітання повітря в пласт регулярно контролюють густину по­вітряної суміші на усті нагнітальних свердловин, вмісту в ньому азоту, метану та інших газів для запобігання утворення вибухонебезпечних газоповітряних сумішей. Для спостережень за зміною контурів водоносності будують карти обводнення свердловин і карти газових факторів на кожний квартал.

Особливу увагу слід звертати на запобігання проникнення робочого агенту з нагнітальних свердловин в експлуатаційні. У разі їх проникнення різко збільшується (вже на початковій стадії процесу) газовий фактор або відсоток води у видобувних свердловинах, зменшується коефіцієнт продук­тивності свердловин (відношення об'єму нафти за добу до об'єму продук­ції, що надійшла із свердловин за той самий час), а також дебіти.

Для боротьби з проникненням робочого агента в експлуатаційній сверд­ловині застосовують:

• обмеження об'єму закачування робочого агенту і дебітів свердловин на ділянках з його проникненням;

• періодичну експлуатацію видобувних свердловин і періодичне зака­ чування робочого агенту в нагнітальні свердловини;

• ізоляцію високопроникних пропластків у нагнітальних свердловинах установкою пакерів та проведенням інших заходів.

Під час здійснення вторинних методів видобутку нафти ведуть ретель­ну геолого-технічну документацію всього процесу.

13.3. ТИПИ ЗАВОДНЕННЯ НАФТОВИХ ПЛАСТІВ

Заводнення — найпоширеніший із вторинних методів ви­добутку нафти. Для цього застосовують законтурне, приконтурне, цент­ральне внутрішньоконтурне, осьове та площове заводнення. Крім того, існує метод заводнення нафтового покладу з розрізанням його на окремі сектори.

Законтурне заводнення

Для законтурного заводнення нагнітальні свердловини роз­ташовують за межами зовнішнього контуру нафтоносності.

Законтурне заводнення застосовують для вилучення нафти з пластів за таких умов:

1. високої проникності колекторів на периферійних ділянках і нероз­ ривності (суцільності) пласта;

2. недостатньої швидкості просування природних контурних вод;

3. низького коефіцієнта рухливості нафти в пласті (відношення в'яз­ кості нафти до в'язкості води в пластових умовах).

Для законтурного заводнення нафтового'пласта з метою рівномірного просування контурів нафтоносності відстань між нагнітальними свердлови-

нами приймають не більше, ніж відстань між ними та зовнішнім контуром наф­тоносності (рис. 13.1).

Приконтурне заводнення

Приконтурне заводнення передбачає роз­ташування нагнітальних свердловин між зовнішнім і внутрішнім контурами наф­тоносності (рис. 13.2). Його застосову­ють, коли продуктивний пласт характе­ризується на периферійних ділянках крил і перикліналей антикліналі або структури іншого типу низькими пара­метрами колекторних властивостей.

Внутрішньоконтурне заводнення

Внутрішньоконтурне заводнення нафтового пласта може бути центральним і осьовим.

Центральне внутрішньоконтурне заводнення покладу застосовують, коли пласт приурочений до куполоподібних антиклінальних структур (рис. 13.3, а). Нагнітальні свердловини розташовують на склепінні структури в самому центрі або по концентричному колу (за значних розмірів куполоподібних структур).

Осьове внутрішньоконтурне заводнення покладу нафти застосовують на брахіантикліналях і лінійно витягнутих структурах (рис. 13.3, б). Нагніталь­ні свердловини розташовують уздовж великої осі антикліналі, оскільки в цій частині структури колекторні властивості пластів завжди поліпшуються внаслідок тріщинуватості гірських порід. Нагнітання води в пласт здійс­нюють у напрямку вниз по падінню пласта.

Плошове заводнення

Площове закачування води в нафтовий пласт застосовують:

• якщо проникність колекторів є невисокою і водночас змочування глинистих частинок у пісковиках водою не спричинює значного зниження їх проникності;

• за низької водонасиченості пласта і, відповідно, невеликого вмісту води у видобувній нафті (10—20 %);

• якщо залишкова нафтонасиченість пласта перевищує 35—40 %. Нагнітальні свердловини розміщують рівномірно по площі пласта в

проміжках між експлуатаційними свердловинами. Найпоширенішими сис­темами розміщення свердловин при цьому є п'яти- і семиточкова. За п'я-титочкової системи нагнітальні свердловини розташовують по сторонах

квадратів, експлуатаційні — в цент­рах квадратів; за семиточкової сис­теми нагнітальні свердловини роз­ташовують по кутах шестикутни­ка, експлуатаційні — в центрі шес­тикутника (рис. 13.4).

Таке розташування нагніталь­них і експлуатаційних свердловин забезпечує рівномірну дію води,

що нагнітається, на поклад. Проте всю площу заводнити повністю не вда­ється і ступінь обводненості площі визначають коефіцієнтом заводнення, або коефіцієнтом охоплення пласта, яким називають відношення площі (або об'єму) породи в покладі, охопленої заводненням, до всієї площі (або об'єму) покладу. Цей коефіцієнт переважно менший за одиницю.

Відстань між свердловинами під час здійснення процесу може зміню­ватися в широких межах залежно від проникності колекторів, об'ємів і тисків нагнітання.

Тиск нагнітання пов'язаний з об'ємами нагнітальної води і проникніс­тю порід. Слід враховувати, що із збільшенням темпів закачування води не завжди скорочуються терміни витіснення нафти, а часто відбуваються про­риви води у будь-якому напрямку. Оптимальні швидкість руху і тиск нагні­тання води встановлюють дослідним шляхом для кожного конкретного пласта.

Сумарне витрачання води за площового заводнення має не перевищу­вати на початковій стадії закачування 3 м³ води на 1 т видобувної нафти, на кінцевій стадії — 20 м³/т. Нормальним вважають витрачання води в се­редньому 10—15 м³/т. Якщо відомі залишкові запаси нафти, дані лабора­торних досліджень, можливий коефіцієнт вилучення нафти, то можна на­ближено обчислити сумарне витрачання води на заводнення і приблизний термін розробки пласта. Ефективність процесу площового заводнення за­лежить від вмісту зв'язаної води. Для успішного проведення процесу вміст зв'язаної води має не перевищувати 25 %, за вищого вмісту ефективність заводнення знижується.

У практиці проведення процесу в зв'язку з неоднорідністю будови по­кладів, особливо по вертикалі, можливі прориви води у будь-якому одному напрямку, що значно знижує ефективність заходу.

Для боротьби з цими явищами застосовують такі заходи:

• ізоляцію сильно поглинальних інтервалів у свердловинах їх цементу­ ванням, хімічним тампонажем, застосуванням пакерів;

• регулювання темпів нагнітання води і відбору рідини аж до припи­ нення прориву;

• часткове зменшення проникності найбільш поглинальних зон нагні­ танням у них забрудненої води, повітря в суміші з водою, а іноді навіть во­ ди з механічно розсіяними в ній частинками парафіну.

Для контролю за проривами води від нагнітальних свердловин у тих чи інших напрямках застосовують різноманітні індикатори, які додають у на­гнітальну воду (барвники, радіоактивні ізотопи).

Для нагнітання в пласт застосовують річкові, артезіанські, пластові і морські води, які мають відповідати таким вимогам:

• містити технічні домішки в кількості не більше 1 мг/дм³;

• не містити водоростей і мікрокомпонентів;

• зберігати стабільність у пластових умовах;

• містити залізо в оксидній формі в кількості не більше 0,5 мг/дм³;

• не спричиняти корозії трубопроводів;

• містити домішки нафти в кількості не більше 0,5 мг/дм³.

У відповідних геологічних умовах доцільно застосовувати комбіновані методи дії на пласт, наприклад закачування повітря в склепінну частину пласта і води в законтурну зону. Цей метод рекомендований для пластів з пониженою проникністю, у яких вплив нагнітальних свердловин не поши­рюється на всю площу пласта. На родовищах колишнього Радянського Союзу і США промислове нагнітання води в нафтові пласти з метою під­вищення нафтовіддачі було розпочато з 1943—1944 рр.

Нині метод заводнення пластів одержав широке застосування і мас­штаби його весь час зростають.