Системы заводнения нефтяных залежей

 

Первоначально в нашей стране применение заводнения свя­зывалось в основном с закачкой воды в нагнетательные скважины, расположенные в законтурной части месторождения (законтурное заводнение). Впервые законтурная система заводнения была за­проектирована в 1948 г. на Туймазинском месторождении при разработке девонских пластов Д₁ и Д₁₁. В дальнейшем она при­менялась на Зольненском, Бавлинском, Шкаповском, Покровском, Мухановском, Бахметьевско-Жирновском и других месторожде­ниях. Законтурное заводнение в принципе может быть более эффективно, чем внутриконтурное, так как при этом нефть вытес­няется пластовой совместимой водой. Однако опыт разработки показал и определенные недостатки системы законтурного заводне­ния. Из-за плохих свойств пластов в приконтурных зонах и повы-ления вязкости нефти в них приходилось бурить много лишних:агнетательных скважин. Для крупных месторождений примене­ние законтурного заводнения обусловливало консервирование значительных запасов нефти в центральных частях месторожде­ний, низкие темпы добычи нефти и др. На крупных месторожде­ниях, например, при чисто законтурном заводнении не удава­лось отбирать более 2,5% нефти в год от начальных извлекаемых запасов. Законтурное заводнение характеризуется также значи­тельными оттоками воды (от 40 до 70 % от объема закачки) за контур нефтеносности залежей. Принципы законтурного завод­нения—многоэтапность разработки, перенос нагнетания, отклю­чение малообводненных скважин и другие — не получили распро­странения.

Развитием законтурного заводнения явилось со­здание системы внутриконтурного заводнения. В этом случае место­рождение рядами нагнетательных скважин «разрезается» на от­дельные полосы, блоки или площади самостоятельной разработки и нефть вытесняется нагнетаемой водой. Впервые внутриконтурная система разработки была запроектирована Всесоюзным нефте­газовым научно-исследовательским институтом в 1955 г. на Ромашкинском месторождении [17, 20, 24].

В начале 60-х годов институтом «Гипровостокнефть» были обоснованы блоковые системы внутриконтурного заводнения для обычных нефтяных залежей. При этих системах требуется разре­зать нефтяные месторождения на блоки оптимальных размеров, которые исключают консервацию запасов нефти во внутренних зо­нах и позволяют разрабатывать залежи в один этап без переноса фронта нагнетания воды.

При проектировании блоковых систем разработки размеры блоков и число рядов добывающих скважин между двумя бата­реями нагнетательных скважин выбираются в зависимости от кон­кретной геолого-физической характеристики нефтяной залежи и необходимых темпов разработки. Чем меньше размеры блоков и число рядов добывающих скважин, тем выше интенсивность си­стемы разработки нефтяной залежи. По сравнению с системами законтурного заводнения блоковые системы позволяют в 2—3 раза увеличить темпы добычи нефти, снизить расход нагнетаемой водьг за счет уменьшения утечек ее в законтурную зону, ускорить ввод месторождения в разработку, сократить территорию промысла, подлежащую обустройству. Последнее обстоятельство очень важно, так как ведет к существенному уменьшению затрат при разработке нефтяных месторождений в труднодоступных районах, подобных Западной Сибири, где блоковые системы заводнения, получили большое распространение.

Эффективность системы внутриконтурного за­воднения при разрезании залежи на блоки особенно четка проявилась при разработке девонских залежей Мухановского месторождения, введенных в разработку в 1955 г. В 1958 г. начато законтурное заводнение девонских пластов Д₁₁ и Д₁₁₁. В 1960 г. объем закачки воды в законтурную область достиг текущего от­бора жидкости в пластовых условиях, а затем превысил ее. Тем не менее давление в добывающих скважинах снизилось до 18 МПа при начальном пластовом давлении 33,2 МПа. Добываю­щие скважины прекратили фонтанирование, и дебит снизился от 180—200 до 10—20 т/сут.

После разрезания залежи пласта Д₁₁ на блоки пятью рядами нагнетательных скважин пластовое давление внутри контура стало быстро повышаться, а скважины переходить на фонтанирование. Одновременно с этим была прекращена закачка воды в 13 закон­турных нагнетательных скважин. По оценкам, в результате приме­нения внутриконтурного заводнения пластов девона Мухановского месторождения получено дополнительно более 5 млн. т нефти. Исследование эффективности процесса заводнения с использо­ванием многофакторного корреляционного анализа более чем по 50 эксплуатационным объектам Урало-Поволжья, проведенное во Всесоюзном нефтегазовом научно-исследовательском институте, показало, что внутриконтурное заводнение улучшает текущие показатели разработки и повышает конечную нефтеотдачу пластов не менее чем на 5 % по сравнению с законтурным заводнением [9,27].

Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что блоковые системы целесообразно применять при ширине залежей более 4—5 км, а также при меньшей их ширине, если залежи ха­рактеризуются пониженной проницаемостью коллекторов, резкой зональной неоднородностью продуктивных пластов, повышенной вязкостью нефти или резким ухудшением условий фильтрации на границах залежи.

Высокая эффективность блоковых систем разработки обусло­вила широкое распространение их во всех нефтедобывающих районах страны. Многие месторождения разрабатываются в усло­виях комбинированных или смешанных систем заводнения — при сочетании законтурного заводнения с внутриконтурным (табл. 4).

Таблица 4

Масштабы применения различных систем заводнения

 

Показатели	Законтурная	Внутриконтур- ная, блоковая	Избиратель- ная, площадная	Комбинированная (законтур- ная, внутри-контурная)
Число месторождений,%	3,3
Добыча нефти, %	3,0
Объем закачки воды, %
Среднее отношение до бывающих и нагнета- тельных скважин	4,7	4,65		5,4
Максимальный темп раз- работки (% извлекаемых запасов)	1—7	4—12	5—10	1,5—10
Средний дебит скважин,т/сут

 

На многих месторождениях Западной Сибири уже в процессе их разработки пришлось переходить от законтурного заводнения (Западно-Сургутское, пласт БС_2–3 Усть-Балыкского месторожде­ния) к частичному его ограничению при одновременном увеличе­нии объемов внутриконтурной закачки (Усть-Балыкское, пласт БС₁ Советское, пласт БВ₈) и внедрению в дополнение к закон­турному заводнению внутриконтурных разрезающих рядов (Мегионское месторождение) [31].

Разнообразие природных условий, в которых находятся скоп­ления нефти, стремление к наиболее полному учету геолого-физических особенностей эксплуатационных объектов с целью повы­шения охвата пластов заводнением послужили основанием для со­вершенствования и модификаций систем разработки.

Были обоснованы и широко внедрены в промышленность дру гие системы и технологии заводнения — приконтурное заводне­ние, осевое разрезание, площадное заводнение, очагово-избирательное заводнение, повышенные давления нагнетания и диффе­ренцированное воздействие на многопластовые объекты, цикли­ческое заводнение при переменных потоках жидкости и др. [13, 17, 20, 27, 31, 33].

В случае приконтурного заводнения нагнетатель­ные скважины располагаются внутри залежей в непосредственной близости от внешнего контура нефтеносности. Приконтурлое заводнение применяется обычно для разработки небольших зале­жей (шириной не более 4—5 км) с известным положением кон­туров нефтеносности при относительно выдержанных пластах, вы­сокой проницаемости коллекторов и малой вязкости нефти.

Примером удачного применения приконтурного заводнения может служить разработка пласта С₁₁₁ Дмитровского месторож­дения в Куйбышевской области. Нагнетательные скважины рас­положены только на южном крыле залежи, где связь пласта с во­донапорной системой затруднена. С северного крыла приток плас­товых вод сравнительно активный, на восточной и западной пери-клнналях пласт Сш выклинивается. Эффект от заводнения соста­вил более 4 млн. т нефти [33].

При осевом разрезании скважины нагнетательного ряда размещаются вдоль длинной оси структуры. Осевое разрезание применяется при ширине залежей более 4—5 км и обычно соче­тается с законтурным заводнением (Трехозерное, Усть-Балык-ское и другие месторождения) [31].

Опыт разработки месторождений Западной Сибири с примене­нием осевого разрезания свидетельствует о том, что такая система заводнения имеет ряд серьезных недостатков.

На Усть-Балыкском месторождении центральный нагнетатель­ный ряд размещен в сводовой части структуры, в зоне наиболь­ших нефтенасыщенных мощностей, добывающие ряды сдвинуты к приконтурной зоне. По этой причине отбор нефти осущест­вляется из менее продуктивных участков залежей, а разработка связана со значительной обводненностью продукции. Поперечное разрезание залежи на блоки и здесь предпочтительнее, и в настоя­щее время на Усть-Балыкском месторождении осуществляются мероприятия по повышению эффективности системы заводнения [10].

Площадное заводнение, как показано исследованиями Гнпровостокнефти, СибНИИНП и Всесоюзного нефтегазового научно-исследовательского института, особенно эффективно при­менять при разработке малопроницаемых и сильнопрерывистых пластов. Площадные системы заводнения примерно в 2 раза ин­тенсивнее пятирядной системы. Следовательно, при одном и том же темпе разбуривания залежи применение площадной системы обеспечивает темп добычи пятирядной системы значительно мень­шим числом пробуренных скважин. В настоящее время площад­ные системы осуществляются на многих месторождениях Запад ной Сибири (Локосовское, Усть-Балыкское, пласт БСю, Самот-лорское, пласты Аь Бю и другие месторождения) [31].

Очагово-избирательная система заводнения предназначена для разработки месторождений с высокой неодно­родностью и прерывистостью продуктивных пластов. Скважины для нагнетания воды (создания очагов заводнения) выбираются из числа ранее пробуренных в соответствии с принятой системой их размещения. Избирательное заводнение как система разра­ботки предложено ТатНИПИ в 1966 г. По этой системе разраба­тываются нефтяные залежи нижнего карбона на Ромашкинском, Бавлинском, Ново-Елховском и других месторождениях [17, 20].

В результате применения избирательной системы заводнения темпы выработки запасов нефти, например, на Восточно-Ленин­градской площади оказались в 1,5 раза выше темпов разработки аналогичных площадей Ромашкинского месторождения. Однако, как показывают исследования Гипровостокнефти, применение избирательной системы с самого начала разработки на практике может дать небольшой эффект. Система рекомендуется к приме­нению на поздней стадии разработки [19, 29].

Системы размещения скважин

 

При заводнении нефтяных месторождений большое значение имеет вопрос о системе размещения скважин, числе добывающих рядов между рядами нагнетательных скважин. Первоначально даже при внутриконтурном заводнении системы были многоряд­ными. Между нагнетательными рядами размещалось по 7—9 ря­дов добывающих скважин. Существовало убеждение, что в мало­рядных системах менее благоприятны условия заводнения и уве­личиваются потери нефти в пластах. Однако данные разработки нефтяных залежей с небольшим (один—три) числом рядов добы­вающих скважин некоторых месторождений (Дмитровское, пласты Сш и Civ, Стрельненское, пласт Бг, Козловское, пласт А4 и др.) показали, что общая эффективность эксплуатации этих объектов и технологические показатели их разработки не уступают соот­ветствующим показателям залежей, разрабатываемых многоряд­ными системами [29, 33].

Примером эффективной разработки при трехрядной системе заводнения служит залежь пласта А4 Козловского месторождения в Куйбышевской области. Несмотря на сравнительно высокое со­отношение вязкостей нефти и воды (около 8), при нефтеотдаче 0,236 обводненность продукции составляла всего 21 %. Опреде­ленная по геолого-промысловым данным нефтеотдача в промытых зонах составляет 0,58. Тогда как при меньшем отношении вязко­стей нефти и воды нефтеотдача в промытой зоне пласта А4 Куле-шовского месторождения составляла 0,53, пласта А4 Покровского месторождения—0,6, пласта Б2 Покровского месторождения — 0,57, пласта B1 Дерюжского месторождения — 0,28. Это указывает на то, что процесс вытеснения нефти водой по пласту А4 Козловского месторождения протекает более благоприятно, чем по место­рождениям с менее интенсивной системой заводнения. Об этом свидетельствует и сопоставление характеристик вытеснения нефти по различным залежам Куйбышевской области. Процесс разработки пластов Козловского месторождения протекал эффек­тивнее, чем пластов Б1 и Б2 Карлово-Сытовского месторождения (μ₀= 5,9), пласта Б2 месторождения Яблоневый Овраг (μ₀ = 11,4), пласта А4 Якушкинского месторождения (μ₀=12), раз­рабатываемых при менее интенсивных системах заводнения.

Исследованиями Гипровостокнефти по оценке эффективности систем заводнения в различных геолого-физических условиях уста­новлено, что при низкой гидропроводности (менее 60 мкм²*см/(мПА*с) и большой прерывистости пластов наиболее рацио­нально применение площадной и однорядной систем заводнения с самого начала разработки. В случае более высокой гидропро­водности (хотя расчетами подтверждена высокая эффективность площадной и однорядной систем) целесообразно в технологиче­ской схеме разработки проектировать трехрядную систему, имея в виду ее интенсификацию в дальнейшем созданием очагов завод­нения. Это позволит в конечном счете создать систему заводнения, наиболее полно отвечающую конкретным геолого-физическим особенностям строения залежи, причем интенсивность этой системы будет близкой к интенсивности площадной или однорядной системы.

Применение пятирядных систем целесообразно лишь при достаточно хорошей характеристике продуктивных пластов (гидропроводность более 360 мкм²*см/(мПА*с). Однако и в этом случае следует предусматривать возможность интенсификации си­стемы разработки дополнительными разрезаниями месторожде­ния, переходом на очагово-избирательную систему заводнения, проведением других мероприятий.

Исследованиями Всесоюзного нефтегазового научно-исследова­тельского института и СибНИИНП на примере Самотлорского месторождения также установлено, что многорядные системы обеспечивают более высокую нефтеотдачу только в однородных, слабопрерывистых пластах. Для объектов, характеризующихся высокой степенью прерывистости продуктивных пластов, к кото­рым относятся большинство месторождений Западной Сибири, более высокую нефтеотдачу обеспечивают наиболее активные системы — однорядные и площадные. Для средней геолого-физи­ческой характеристики пластов месторождений Западной Сибири при плотности сетки скважин 49 га/скв конечная нефтеотдача по расчетам составляет: при пятирядной системе разработки 48%. трехрядной 49%, однорядной 49,5%, площадной 50—51 % [10, 31].

По технико-экономическим показателям одно­рядная и площадная системы разработки эффективнее многоряд­ных систем при любых геолого-физических характеристиках экс­плуатационных объектов. Согласно расчетам, рентабельная раз-

работка сибирских месторождений при пятирядной системе воз­можна для залежей, продуктивность скважин по которым превы­шает 50 т/(сут*МПа), при трехрядной — выше 30 т/(сут*МПа). однорядной и площадной — более 15 т/(сут*МПа).