Глава 13. Геолого-промысловое обоснование систем

РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

 

Системы разработки эксплуатационных объектов подразделяются на разрабатываемые без поддержания пластового давления и с поддержанием пластового давления.

Системы разработки без поддержания пластового давления достаточно эффективны для разработки объектов, которые характеризуются следующими геолого-промысловыми особенностями: а) водонапорным режимом при естественном напоре краевых и подошвенных вод; б) высокими значениями коллекторских свойств, гидропроводности, подвижности; в) низкой вязкостью в пластовых условиях; г) высокой пьезопроводностью пласта; д) отсутствием фациальных замещений пласта; е) отсутствием тектонических нарушений; ж) высокой гидродинамической связью между нефтяной и законтурной частями залежи; з) шириной залежи не более 4-5 км.

Фронт продвигающейся краевой воды в однородном пласте перемещается параллельно внешнему контуру нефтеносности. В этом случае добывающие скважины планируется размещать рядами параллельно внешнему контуру нефтеносности. Число рядов должно быть нечетным для обеспечения возможности извлечения нефти из центральной части залежи через стягивающий ряд (рис. 17).

 

Рис. 17. Система разработки нефтяной залежи с использованием напора краевых вод

Контуры нефтеносности: 1 – внешний; 2 – внутренний; 3 – добывающие скважины

 

Применяемые системы разработки с поддержанием пластового давления, целесообразные для определенных геологических условий, представлены на рис. 18.

 

 

Рис. 18. Разновидности нефтяных объектов разработки метода заводнения

 

Выбор вида заводнения определяется типом залежи, размерами залежи и её водонефтяной зоны, вязкостью пластовой нефти, типом породы-коллектора и её проницаемостью, степенью неоднородности пластов, строением залежи в зоне водонефтяного контакта, наличием дизъюнктивных нарушений и др.

 

Законтурное заводнение

 

При этой разновидности заводнения вода нагнетается в законтурную водоносную часть продуктивного пласта (рис. 19). Механизм вытеснения нефти из пласта водой той же, что при природном водонапорном режиме. Метод применим для разработки нефтяных и газонефтяных объектов. Он достаточно эффективен при небольшой ширине залежей (до 5-6 км), малой относительной вязкости пластовой нефти (до 2-3), высокой проницаемости коллектора (0,4-0,5 мкм2 и более), сравнительно однородном строении продуктивного пласта, хорошей сообщаемости залежи с законтурной областью. Применение этого вида заводнения позволяет добиваться высокой нефтеотдачи (до 60%, иногда и выше).

 

Рис. 19. Система разработки нефтяной залежи с законтурным заводнением.

Контуры нефтеносности: 1 – внешний, 2 – внутренний; скважины: 3 – нагнетательные, 4 – добывающие

 

Для разработки нефтяной части нефтегазовой залежи законтурное заводнение может быть применено как в сочетании с использованием энергии свободного газа, так и при обеспечении неподвижности ГНК путем регулирования отбора газа из газовой шапки.

При этом виде заводнения на одну нагнетательную скважину обычно приходится 4-5 добывающих скважин. В целом законтурное заводнение в настоящее время применяется ограничено, поскольку залежи с указанной характеристикой встречаются редко.

 

Приконтурное заводнение

 

Его применяют с учетом в основном тех же факторов, что и при законтурном заводнении. Однако в этом случае вследствие образования различных экранов может быть значительно ослаблена гидродинамическая связь между нефтяной и законтурной частями залежи. Эксплуатационные скважины в этом случае располагают так же, как и при законтурном заводнении, параллельно контурам нефтеносности (рис. 20). Нагнетательные скважины проектируют в пределах нефтяной части залежи на минимальном расстоянии от внешнего контура нефтеносности.

 

Рис. 20. Система разработки нефтяной залежи с приконтурным заводнением

Контуры нефтеносности: 1 – внешний, 2 – внутренний; скважины: 3 – нагнетательные, 4 – добывающие

 

Внутриконтурное заводнение

 

Осевое заводнение применяют в пределах эксплуатационных объектов, которые характеризуются следующими геолого-промысловыми особенностями: а) шириной объектов эксплуатации (залежей) более 4-5 км (рис. 21, а); б) низкими фильтрационными характеристиками пласта; в) закономерным ухудшением коллекторских свойств объектов от сводовых частей залежи к периферии; г) низкой вязкостью нефти.

 

Рис. 21. Система разработки нефтяных залежей со сводовым заводнением

Заводнение: а – осевое; б – кольцевое; в – центральное

 

В случае хорошей гидродинамической связи между законтурной и нефтяной частями залежи и примерно одинакового соотношения вязкости нефти и закачиваемой воды осевое заводнение применяют в комплексе с законтурным.

Нагнетательные скважины при осевом заводнении размещают вдоль оси структуры, а добывающие – рядами параллельно разрезающему ряду и внешнему контуру нефтеносности. Расстояние между линией нагнетания и первым эксплуатационным рядом обычно принимают равным расстоянию между рядами добывающих скважин. Для объектов с низкой геологической неоднородностью и высокими значениями подвижности это расстояние увеличивают в 1,2-1,5 раза.

Кольцевое заводнение следует применять на тех эксплуатационных объектах, которые характеризуются следующими геолого-промысловыми особенностями: а) изометричной овальной формой; б) большими размерами залежей; в) небольшой расчлененностью; г) малой вязкостью нефти; д) незначительной фациальной изменчивостью.

Нагнетательные скважины размещают по кольцу, максимальная эффективность которого достигается при расстоянии 0,4 радиуса залежи; в законтурной области они располагаются параллельно внешнему контуру нефтеносности (рис. 21, б). Добывающие скважины размещают параллельно внешнему контуру и кольцевому ряду нагнетательных скважин.

Центральное заводнение применяют в пределах эксплуатационных объектов, которые характеризуются следующими геолого-промысловыми особенностями: а) небольшими размерами залежей (1-3 км) изометрической формы; б) закономерным ухудшением фильтрационных характеристик от сводовой к периферийным частям залежи; в) сравнительно однородным строением, небольшими фациальными замещениями; г) малой вязкостью нефти.

В центральной части залежи намечают от 3 до 7 нагнетательных скважин вдоль окружности радиусом 250-300 м. Добывающие скважины располагают концентрическими рядами параллельно внешнему контуру нефтеносности в пределах как чисто нефтяной, так и водоносной зон (рис. 21, в).

Разрезание залежей (эксплуатационных объектов) на отдельные блоки рядами нагнетательных скважин применяют для объектов, которые характеризуются следующими геолого-промысловыми особенностями: а) значительными размерами; б) высокой геологической неоднородностью и значительной фациальной изменчивостью пород; в) низкими коллекторскими и фильтрационными свойствами; г) повышенной и высокой вязкостью нефти; д) высокой расчлененностью; е) низкой песчанистостью; ж) низкой гидропроводностью.

В этом случае площадь эксплуатационного объекта разрезают рядами нагнетательных скважин на отдельные полосы шириной 3-5 км. Направление линий разрезания выбирают вкрест преимущественного простирания зон коллекторов с различной проницаемостью (рис. 22). Добывающие скважины располагают рядами, параллельными нагнетательным скважинам. Число рядов в каждом блоке должно быть нечетным. В настоящее время более часто применяют трехрядные системы расположения добывающих скважин, обеспечивающие наиболее интенсивный отбор из эксплуатационных объектов. Пятирядные системы разработки при ширине 4-5 км рекомендуются преимущественно при значениях подвижности более 0,1 мкм²/(МПа·с). Для залежей с меньшей подвижностью следует применять более интенсивные системы с меньшим числом рядов добывающих скважин и более узкими по ширине блоками (полосами) разработки.

 

Рис. 22. Система разработки нефтяной залежи с блоковым заводнением

Контуры нефтеносности: 1 – внешний, 2 – внутренний;

скважины: 3 – нагнетательные, 4 – добывающие

 

Система разработки с разрезанием эксплуатационных объектов на блоки имеет следующие преимущества перед системами с законтурным и приконтурным заводнением: а) значительно улучшаются показатели разработки неоднородных объектов; б) в разработку можно вводить с опережением любые блоки залежей, особенно те, которые содержат большие запасы нефти и характеризуются высокими дебитами скважин; в) форма блоков может максимально отобразить геолого-промысловые особенности залежей; г) в необходимых случаях ее можно использовать как в сочетании с законтурным, так и с приконтурным заводнением; д) позволяют наиболее эффективно контролировать и регулировать разработку.

Системы разработки с площадным заводнением применяют на тех эксплуатационных объектах, которые отличаются следующими геологопромысловыми особенностями: а) значительной толщиной пластов; б) сравнительно однородным строением пластов-коллекторов; в) низкими значениями вязкости нефти; г) довольно низкими фильтрационными характеристиками пласта.

При системах с площадным заводнением нагнетательные скважины чередуют с добывающими, выдерживая между ними определенное расстояние. При этом применяются следующие варианты их размещения: а) линейная система скважин, при которой ряды нагнетательных скважин чередуют с добывающими, размещая в шахматном порядке (рис. 23, а); б) пятиточечная система, при которой нагнетательные скважины размещают в вершинах квадрата, а добывающую – в его центре (рис. 23, б); в) семиточечная система выбирается в зависимости от подвижности нефти, причем нагнетательные скважины располагают в углах правильного шестиугольника, а добывающую – в его центре (рис. 23, в); г) девятиточечные системы применяют в зависимости от неоднородности залежи и фильтрационной характеристики, нагнетательные скважины находятся как в вершинах квадратов, так и посередине его сторон, а добывающая – в его центре (рис. 23, г); д) четырёхточечная система, при которой нагнетательные скважины размещают в вершинах треугольника, а добывающие – в центре (рис. 23, д).

 

Рис. 23. Системы разработки с площадным заводнением

а – линейная, б – пятиточечная, в – семиточечная, г – девятиточечная, д – четырёхточечная

 

Системы разработки с избирательным заводнением. Их следует рекомендовать для тех эксплуатационных объектов, которые характеризуются следующими особенностями: а) значительной неоднородностью залежей, линзовидным строением и значительной прерывистостью; б) довольно резким изменением коллекторских свойств; в) изменением фильтрационных параметров пласта; г) резким изменением эффективной толщины пласта; д) значительной расчлененностью.

В целом описываемый вид заводнения является разновидностью площадного заводнения (рис. 24). При этом эксплуатационный объект разбуривают по равномерной треугольной или квадратной сетке. В качестве нагнетательных выбирают скважины, в которых фиксируются максимальная толщина пласта, наилучшая фильтрационная характеристика, максимальное число проницаемых пропластков и их связь с аналогичными прослоями в добывающих скважинах (обеспечивается максимальный охват заводнением по площади залежи). При такой системе разработки число нагнетательных скважин значительно сокращается по сравнению с их числом при площадном заводнении.

 

Рис. 24. Система разработки с избирательным заводнением

Зоны пласта с проницаемостью: 1 – высокой, 2 – низкой

 

В целом для внутриконтурного заводнения и его разновидностей, вследствие низкой продуктивности залежей и особенностей процесса разработки, коэффициент извлечения нефти, как правило, не превышает 0,45-0,50.

Системы разработки с очаговым заводнением рекомендуются на эксплуатационных объектах, где уже была внедрена та или иная система разработки, которая на отдельных участках не оправдала себя ввиду несоответствия геолого-промысловым особенностям залежи. Очаговое заводнение в этом случае дополняет принятую систему разработки и улучшает выработку запасов.