Принципы заводнения нефтяных залежей

 

Развитие систем, технологии и методов заводнения нефтяных месторождений в нашей стране и за рубежом (в основном в США) происходило одновременно, независимо и различными пу­тями. В результате этого сложились различные принципы завод­нения месторождений. К основным принципиальным положениям, заводнения нефтяных месторождений относятся:

время начала искусственного заводнения;

система размещения скважин;

плотность сетки скважин;

порядок разбуривания скважин;

система заводнения;

технология заводнения;

отключение скважин;

темпы разработки;

нефтеотдача (извлекаемые запасы);

разработка водонефтяных зон;

разработка многопластовых месторождений;

область применения заводнения;

вода для заводнения.

Рис. 9. Зависимость разгазировання нефти от давления насыщения для Жирновского месторождения (туль­ский горизонт):

1 – газосодержание G, м³/м³; 2 – количе­ство выделившегося газа g, м³/м³; заштри­хованная зона – допустимое снижение дав­ления в пласте ниже р_НАС.

Рис. 10. Зависимость вязкости нефти μ от газосодержания G для Жирновского месторождения (тульский гори­зонт). Штриховкой отмечена область допустимого разгазирования нефти в пласте.

 

По всем этим вопросам заводнения нефтяных месторождений за длительную историю его внедрения представления изменялись и у нас, и в США. Современные принципы и условия разработки нефтяных месторождений в СССР и США можно представить сле­дующим образом (табл. 3).

 

 

Таблица 3

Основные принципы и условия разработки нефтяных месторождений с заводнением в СССР и США

Принципы, условия	СССР	США
Начало заводнения	Заводнение с начала разработки	Сначала добыча на естественном режиме (первичная) с последующей вторичной (заводнение, закачка газа) на ранней стадии
Стратегия (порядок) разбуривания	Многостадийное, разделение объектов и уплотнение сет- ки за счет резервных сква­жин	Одностадийное, иногда с по­следующим уплотнением (двухэтапное)
Система размещения скважин	Неравномерная многоряд­ная: 30—56 ra/скв в нача­ле, 18—30- ra/скв в конце	Равномерная (квадратная, треугольная) средняя 8 га/скв с 60-х годов до 32—64 га/скв
Система заводнения	Внутриконтурная блоковая (с дополнительным разре- занием, очагами); площад­ная	Площадная с предельной интенсивностью — пяти- и семиточечная
Технология заводне- ния	Повышенные давления на- гнетания (10—24 МПа); ци­клическое воздействие, из- менение потоков жидкости	Высокие давления нагнета- ния (15—35 МПа); водогазовые смеси
Отключение скважин	Внешние ряды при обвод- нении 80 %, внутренние — при 95—98 %	При предельной обводнен ности
Темп разработки	Не лимитируется исходя из независимости нефтеотдачи от темпа отбора жидкости	Ограничения экономико-конъюнктурного характера; норма добычи
Плотность сетки сква- жин и нефтеотдача при заводнении	Нефтеотдача мало зависит от плотности сетки скважин в монолитных пластах; су- щественно зависит от пре- рывистости пласта и систе­мы заводнения	Слабое влияние плотности сетки скважин на нефтеот- дачу. При плотной средней сетке скважин (8 га/скв) нефтеотдача в стране низ­кая
Водонефтяные зоны	Независимые системы раз- работки в случае широких водонефтяных зон	Условия разработки водонефтяных зон аналогичны разработке нефтяных зон
Многопластовые объ- екты	Совместная добыча нефти, раздельная закачка воды. Совмещение линий нагнета- ния воды в плане. Разделе­ние объектов	Раздельная добыча нефти и закачка воды, обеспечи­ваемая техническими сред- ствами в одной скважине,, вскрывшей несколько пла- стов
Нефтегазовые место- рождения	Опыт заводнения ограни- чен. Барьерное заводнение испытано для залежей с широкими подгазовыми зонами	Барьерное заводнение с возвратом газа в газовую шапку. Процесс рециркуляции сухого газа в пласт
Область применения заводнения	Коллекторы с проницаемо­стью более 10-10^–3 мкм^2. Вязкость нефти в пластовых условиях <25—30 мПа-с	Проницаемость коллекторов до (5—10) 10^–3 мкм^2, вяз­кость нефти до 100— 200 мПа-с
Источники воды для заводнения	Пресная, морская, из подземных горизонтов и сточ­ные воды промыслов	Морская, пресная, сточная с обработкой ингибиторами, бактерицидами, солями

 

 

Сравнение показывает, что наши принципы заводнения, обос­нованные всем опытом разработки и научными исследованиями, являются вполне современными и эффективными. Однако рассмот­рим их более обстоятельно.

Время начала заводнения нефтяных залежей. Вопросы о целесообразности искусственного заводнения и времени начала закачки воды в пласты особенно внимательно рассматри­вались в первых проектах разработки нефтяных месторождений. В них оценивались возможность использования и запас природ­ной энергии залежей, определялась доля запасов нефти, которую можно извлечь за счет естественной пластовой энергии.

Исследования того времени показывали, что целесообразно допускать частичное разгазнрование нефти в пласте до уровня предельной газонасыщенности (не более 10—15 % от объема пор) при снижении давления на 10—20 % ниже давления насыщения нефти газом (рис. 9).

Разгазирование нефти в пласте способствует уменьшению водонефтяного фактора и снижению продуктивности высокопроницаемых пластов за счет уменьшения фазовой проницаемости для воды. Эффект свободного газа в пористой среде при заводнении выра­жается, строго говоря, в фазовых проницаемостях. Проницаемость для воды (смачивающей фазы) определяется только ее насыщен-юстью, а для нефти увеличивается за счет повышения суммарной насыщенности нефти и газа при неподвижном газе. Однако силь-юе разгазирование нефти в пласте становится уже нецелесообраз-щм. так как вызывает повышение ее вязкости в 2—3 раза (рис. 10), а это сильнее снижает нефтеотдачу пластов, чем сво­бодный газ в пористой среде ее повышает, тогда как поддержание пластового давления на первоначальном уровне позволяет сохра-1ить вязкость нефти в процессе разработки. Поддержание давле­ния обеспечивает более высокие темпы добычи нефти, устойчивые дебиты скважин, расширяет возможности регулирования процесса разработки, увеличивает срок фонтанирования скважин, улучшает условия работы штанговых и погружных насосов при сравнительно невысоких и постоянных газовых факторах и т. д.

Отрицательные последствия от снижения пла­стового давления ниже давления насыщения в связи с отставанием освоения системы заводнения наблюдались по горизонтам Узеньского месторождения с высокопарафинистой нефтью, когда нефтеотдача по XIII горизонту достигла всего 6,6%, обводненность продукции была 17,9%- а по XIV горизонту соот­ветственно 7,4% при обводненности 17,0%. Это — довольно высо­кое обводнение добываемой продукции при такой нефтеотдаче. На месторождениях Урало-Поволжья, разрабатываемых при ак­тивном водонапорном режиме, для тех же соотношений вязкостей нефти и воды указанные величины нефтеотдачи достигались при обводненности продукции в 2—3 раза меньшей или практически за безводный период.

Однако на месторождениях, где физические свойства (вязкость) нефти мало зависят от давления (типа Шкаповского), нефтеот­дача при частичном разгазировании нефти и вытеснении ее водой оказывается выше, чем при обычном заводнении. Оптималь­ное снижение пластового давления составляет примерно 20 % от давления насыщения. Увеличение нефтеотдачи пластов при этом возможно на 5—10 % (рис. 11).

 

Рис. 11. Зависимость нефтеотдачи η от снижения давления ниже давления на­сыщения Δр по данным 25 залежей Урало-Поволжья с соотношением вязкостей нефти и воды 3—10, при отборе жидкости из пластов, равном объему пор.

1 — коэффициенты: песчанистости — 0,3 — 0,5; проницаемости — 0,15—0,4 мкм²; 2 — коэффици­енты: песчанистости — 0,5—0,73, проницаемо­сти — 0,4—0,8 мкм²

 

Для месторождений с резко изменяющимися физическими свойствами нефти в зависимости от давления (типа Коробковского) целесообразное снижение пластовых давлений составляет 10% от давления насыщения.

Исследованиями, выполненными в США, также показано, что в гидрофильных пластах при насыщенности порового пространства газом ниже критической (не более 15—20%) нефтеотдача пластов при вытеснении нефти водой может увеличиться на 8—10 % по сравнению с заводнением при давлениях выше давления насыщения [14].

Однако в практике разработки нефтяных месторождений США заводнение применялось обычно лишь на самых поздних стадиях разработки. Сначала месторождения разрабатывались на истоще­ние (до извлечения 5—10 % от. геологических запасов нефти) без искусственного воздействия на пласты, а затем внедрялись, как правило, площадные системы искусственного заводнения. Такой подход к разработке месторождений с заводнением в США обусловлен тем, что любая компания стремится не вкладывать дополнительного капитала на заводнение, пока месторождение вы­годно разрабатывать на истощение и таким образом получать необходимую прибыль от вложенного капитала в кратчайший пе­риод. Вопросы нефтеотдачи пласта в начальной стадии для нее имеют второстепенное значение. Разработка месторождений на истощение пластовой энергии обеспечивает вначале высокие темпы разработки и быструю окупаемость капитальных вложений.

Хотя разработка залежей на истощение позволяет изучить строение пластов, определить механизм движения нефти в пластах и использовать пластовую энергию, тем не менее это является одной из причин того, что заводнение нефтяных месторождений США осуществляется с большими расходами закачиваемой в пласты воды на 1 т добываемой нефти — в 2—3 раза больше, чем в СССР (соответственно 6—6,5 и 2,5 м3/т). В нашей стране заводнение оруществляется обычно с начала разработки, что позволяет эффективнее использовать воду для вытеснения нефти и обеспечнвает более благоприятные конечные показатели. К недостаткам способа заводнения с начала разработки, т. е. при пла­стовом давлении выше давления насыщения, по сравнению с за­воднением после некоторого разгазирования нефти в пласте сле­дует отнести то, что при этом требуются более высокие давления нагнетания для закачки воды и необходимы капиталовложения в обустройство системы заводнения в более ранний, начальный пе­риод разработки месторождения.

В заключение следует отметить, что в последние годы в США (месторождение Прадхо-Бей на Аляске и морские месторождения, Фортиз в Великобритании и др.) заводнение месторождений на­чинает применяться сразу же после ввода их в промышленную эксплуатацию. Это обусловлено тем, что при дорогих скважинах требуются высокие дебиты, и тем, что многолетний опыт разра­ботки нефтяных месторождений нашей страны доказал эффектив­ность раннего заводнения.