Особенности разработки водонефтяных зон залежей

 

Значительная часть запасов нефти месторождений сосредото­чена в водонефтяных зонах. Так, например, на Туймазинском ме­сторождении они содержат до 25 % от общих запасов, на Арланском — до 35%, на Шкаповском — до 50%, на Ромашкинском — до 21%, на залежи пласта А4 Самотлорского месторождения— более 75 % и т. д. Поэтому эффективность разработки месторож­дений в целом во многом зависит от эффективности разработки водонефтяных зон.

Отличительная особенность процесса разработки водонефтя­ных зон в монолитных пластах — то, что течение нефти и воды в них носит сложный пространственный характер. Подошвенная вода поднимается конусом к интервалу перфорации, ввиду чего имеет место обводнение скважин до предельной обводненности при слабой выработке пластов. Разработка водонефтяных зон тре­бует также особых технологических условий по сравнению с раз­работкой чисто нефтяных частей залежи — надежного чистого вскрытия пластов, установления ограниченных или высоких де­прессий на пласт и др. Эффективность разработки нефтяных зале­жей, имеющих обширные водонефтяные зоны, оказывается по­этому ниже, чем у залежей с небольшими зонами. Из залежей с широкими водонефтяными зонами добываются, как правило,

 

Рис. 20. Зависимость нефтеотдачи пластов η месторождений Урало-По-волжья (1-11) от относительных за­пасов нефти водонефтяных зон (Q_ВНЗ) на момент отбора жидкости τ=0,5 и 0,75 объема пор.

Вязкость нефти по месторождениям — 0,7—

3,7 мПа-с, проницаемость — 0,135—0,45 мкм2,

коэффициент песчанистости — более 0,7

большие объемы попутной воды, а конечная нефтеотдача оказы­вается более низкой, чем для чисто нефтяных зон (рис. 20).

 

В отечественной нефтяной науке и практике накоплен большой теоретический и фактический материал по изучению таких вопро­сов, как условия образования и устойчивости конусов подошвен­ной воды, совместное течение нефти и воды к скважинам в изо­тропном пласте, создано несколько расчетных методик, позволяю­щих решать задачи проектирования и анализа, вопросы прогнози­рования разработки водонефтяных зон с учетом их специфики — осложнения пространственного течения нефти и воды и гидроди­намического несовершенства скважин.

В практике разработки залежей с водонефтяными зонами взято направление на обеспечение этих залежей активным авто­номным воздействием, обеспечивающим развитие (преобладание) послойного течения жидкостей в условиях неоднородных расчле­ненных коллекторов.

Опыт разработки водонефтяных зон позволяет выделить за­лежи следующих типов и рекомендуемые для них системы раз­работки:

залежи с относительно малыми водонефтяными зонами, не бо­лее 20—25 % площади, типа пласта Б2 Губинского и Стрельнен-ского месторождений; они не требуют бурения специальных добы­вающих скважин в водонефтяных зонах;

залежи с большой водонефтяной зоной, до 40—50 % площади, на которых необходимо размещать самостоятельные добывающие скважины без специального заводнения их, с использованием об­щей системы законтурного заводнения (пласт Дт Бавлинского, Серафимовского и других месторождений);

залежи, имеющие обширные водонефтяные зоны, более 50 % площади (пласт Дт Туймазинского, Шкаповского, Ромашкинского, пласт А4-5 Самотлорского месторождений и др.). Это обычно такие нефтяные месторождения, размеры 'водонефтяных зон которых требуют специального подхода к их разработке. На этих залежах отдельные участки водонефтяных зон должны быть отре­заны от нефтяной части залежи и разработка их должна прово­диться самостоятельно.

 

Практика показала, что разработка обширных водонефтяных зон самостоятельной сеткой скважин с автономным заводнением позволяет значительно улучшить показатели извлечения нефти по сравнению с теми, какие были достигнуты при законтурном за­воднении.

Из табл. 6 видно, например, что из двух залежей (горизонт Дт Серафимовского и Шкаповского месторождений) со сходным гео­логическим строением лучшие показатели достигнуты по водонеф­тяной зоне Шкаповского месторождения, разработка которой про­водилась с автономным заводнением.

Таблица 6

Показатели разработки водонефтяных зон Шкаповского и Серафимовского

месторождений

 

Показатели	Серафимовское	Шкаповское
Плотность сетки скважин в водонефтяной зоне, га/скв   Конечная нефтеотдача	40—50   0,4	40—70 0,4—0,55

Тем не менее показатели разработки водонефтяных зон оста­ются значительно ниже показателей, достигаемых на чисто неф­тяных участках залежей. Ухудшение показателей разработки во­донефтяных зон связано также с более редкой сеткой скважин, по которой разбуриваются обычно водонефтяные зоны, по сравне­нию с чисто нефтяными зонами.

Для повышения эффективности разработки обширных водо­нефтяных зон представляется целесообразным:

обеспечивать водонефтяные зоны больших размеров самостоя­тельной системой добывающих и нагнетательных скважин, т. е. выделять их в самостоятельные объекты разработки;

размещать скважины с плотностью сетки не меньшей, чем в чисто нефтяной части залежи;

изменять направления потоков жидкости, осуществлять цикли­ческую закачку воды, водогазовых смесей и другие мероприятия с целью повышения охвата заводнением.