Контрольная работа: Геохронологическая шкала. Непско-Ботуобинская нефтегазовая область. Системы разработки с заводнением
3.1 Типы и характеристики
• Естественное заводнение. Система разработки пласта при естественном заводнении эффективна лишь в том случае, когда имеется мощная естественная водонапорная система, обеспечивающая восполнение пластовой анергии по всему объему залежи (если продуктивная площадь не очень велика) при заданных темпах отбора нефти. В этом случае пласт должен обладать высокими кол лекторским и свойствами (особенно в отношении проницаемости), быть монолитным — характеризоваться небольшой степенью расчлененности.
Эффективность естественного заводнения зависит также в значительной степени от вязкости нефти, и, как правило, соотношение вязкостей нефти и виды не должно быть выше µо=5-б, (µн/µв=µо), а подвижность нефти (kпр/µ) не ниже 0,2x10-12 м2 м7мПа.с. В этом случае достигается высокий естественный коэффициент нефтеотдачи до 0,6—0,7 и даже 0,8 (XVI пласт Октябрьского месторождения, свита НКП месторождения Сураханы, пласт Д1 месторождения Зольный Овраг). При разработке эксплуатационные скважины располагаются рядами параллельно контуру нефтеносности, при этом наиболее эффективно работаютэксплуатационные скважины первых четырех наружных рядов. При размерах залежи, позволяющих на каждом крыле складки спроектировать более четырех рядов эксплуатационных скважин, следует иметь в виду, что эффективность одновременной работы скважин более удаленных от контура нефтеносности рядов сбудет значительно меньшей и для ее повышения требуется ввод дополнительной энергия. Это связано с тем, что скважины уже четвертого ряда являются экраном для напора естественных краевых вод.
• Законтурное заводнение. Впервые эта система разработки была промышленно освоена в 1948 г. на пластах девона (Д1 и Д2) Туймазинского месторождения. В дальнейшем законтурное заводнение осуществлялось на месторождениях Зольный Овраг, Бавлниское, Шкапогвское и др. Система разработки с законтурным заводнением тлеет много общего с системой разработки при естественном заводнении и отличается от нее лишь специальными нагнетательными скважинами, расположенными в водоносной части пласта вдоль контура нефтеносности.
Законтурное заводнение — весьма распространенный в современной практике разработки залежей нефти метод воздействия на пласт. Его применение предусматривает размещение нагнетательных и эксплуатационных скважин кольцевыми рядами вдоль контуров нефтеносности. Такая система разработки эффективна при разработке небольших по площади залежей нефти.
Следует иметь в виду, что и область применения естественного заводнения, а именно: при ширине площади нефтеносности около 5 км, когда на каждом крыле складки можно спроектировать более трех рядов скважин, законтурная закачка воды не обеспечивает энергией центральные, более удаленные части залежи, обычно самые продуктивные. Для залежей шириной более 4—5 км приходится переходить к внутри контурному заводнению.
Эффективность законтурного заводнения зависит также от расчлененности пласта, и успешному применению указанной системы будет способствовать сравнительно однородное строение продуктивного пласта. И. П. Чоловский указывает, что законтурное заводнение будет эффективным при:
а) относительно высоких коллекторских свойствах пласта — более 0,2-10-12 м2 ;
б) невысоком соотношении вязкостей нефти и воды — до 3;
в) подвижности нефти не ниже 0,2-10-12 м2 (мПа-с).
В большой степени эффективность процесса разработки с законтурным заводнением зависит также от соотношения объемов закачки и отбора жидкости: яри меньшем объеме закачки процесс заводнения Судет малоэффективным; при чрезмерно большом объеме закачки процесс будет непроизводительным, так как часть закачиваемой воды будет оттекать законтурную область (нередко эффективность закачки составляет 20—50%).
Большое значение также имеет правильное размещение нагнетательных и эксплуатационных скважин. Целесообразно эксплуатационные скважины несколько удалять от контура нефтеносности, а нагнетательные скважины располагать от него на расстоянии, равное примерно половине принятого расстояния между нагнетательными скважинами. В связи с этим необходимо достаточно точно определять положение начального контура нефтеносности.
• Приконтурное заводнениеявляется разновидностью законтурного заводнения и применяется тогда, когда проницаемость пласта в законтурной части понижена и отсутствует хорошая гидродинамическая связь этой части с зоной отбора. В этом случае нагнетательные скважины размещаются в водонефтяной части пласта (в приконтурной зоне) вдоль внутреннего контура нефтеносности. Такая, система разработки впервые была предложена В XI в Мелик-Пашаевым для подкирмакинской свиты одного из морских месторождений Азербайджана.
• Внутриконтурное нагнетание.Так как законтурное нагнетание приводит к консервации значительных запасов нефти в центральных частях «месторождения, необходимо проектировать внутриконтурное нагнетание, иначе придется бурлить большое число нагнетательных скважин, темп отбора нефти не будет превышать 2,5 % от начальных извлекаемых запасов, произойдут большие оттоки воды за контур нефтеносности, возникнет необходимость переноса фронта нагнетания. Внутриконтурное заводнение впервые было запроектировано ВНИИ в 1952—1955 гг. на месторождении Ромашкино.
При этом методе воду нагнетают в нагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности. Такую систему разработки применяют для пластов как с ухудшенной проницаемостью в законтурной и приконтурной зонах пласта, так и с очень большой площадью нефтеносности, для которых одного законтурного заводнения явно недостаточно.
Наиболее широко применяется внутриконтурное заводнение с разрезали залежи нефти на отдельные площади блоки и полосы для самостоятельной разработки.
Такой метод разработки позволяет ввести и эффективную разработку сразу всю нефтеносную площадь.
• Заводнение с разрезанием залежи нефти имеет значительные преимущества так как оно позволяет ввести в разработку центральные площади месторождения.
Эффективность такой системы разработки во многом зависит от правильного выбора местоположения разрезающих рядов нагнетательных скважин. При выборе общего их направления, как правило, следует учитывать региональные закономерности изменения литологического состава продуктивных пород и их коллекторских свойств. При полосообразном изменении свойств коллекторов нагнетательные ряды следует располагать в крест этих полос, чтобы обеспечить лучший охват их заводнением.
Если наблюдаются крупные региональные зоны выклинивания продуктивного пласта или замещения его коллекторов плотными породами, разрезающие ряды следует располагать перпендикулярно к границам зон выклинивания или замещения коллекторов. Если в изменении литолого-коллекторских свойств пласта нет четких закономерностей, разрезающие ряды располагаются перпендикулярно к основному направлению протяженности контуров нефтеносности или вкрест длинной оси структуры.
Ряды нагнетательных скважин следует располагать в местах развития мощных коллекторов с хорошими коллекторскими свойствами, чтобы облегчать процесс освоения нагнетательных скважин, а также обеспечить закачку больших объемов воды, так как эффективность процесса разработки во многом зависит от объема закачиваемой в пласт воды.
Эксплуатационные скважины располагают рядами так, чтобы фронту поступающей воды противостоял фронт отбора. Расстояния между рядами эксплуатационных скважин и между скважинами в рядах устанавливаются с учетом остей геологического строения физической характеристики коллекторов на площади.
Практика разработки показала целесообразность разрезания залежи нефти на полосы шириной не более 5—б км с размещением на них до пяти рядов эксплуатационных скважин.
На месторождениях с пониженной проницаемостью коллекторов чаще применяется трехрядное размещение эксплуатационных скважин, а ширина полос — не более 3 км.
При выборе ширины полос важным показателем является величина подвижности нефти. Рекомендуется выделять широкие полосы (4—5 км) с размещением пяти рядов эксплуатационных скважин. При меньшей подвижности следует применять меньшую ширину полос с меньшим числом эксплуатационных рядов.
Расстояние между разрезающим и первым эксплуатационным рядами принимается в зависимости от коллекторских свойств пласта и колеблется в среднем в пределах 1000— 1300 м.
В заключение следует отметить, что внутриконтурное заводнение оказывается достаточно эффективным в широком диапазоне различных геофизических условий, а ограничениями для его применения могут служить лишь очень низкая проницаемость коллекторов или чрезмерно высокая вязкость пластовой нефти. В зависимости от характера литолого-коллекторской изменчивости продуктивных пластов, степени их неоднородности, проницаемости и вязкостной характеристики нефти разрезание ведут на полосы и блоки. Блоковую систему целесообразно применять при ширине залежей нефти 4—5 км, а также при меньшей ширине, если залежь характеризуется пониженной проницаемостью, резкой зональной неоднородностью, повышенной вязкостью нефти.
Помимо разрезания на блоки и полосы применяют и другие варианты внутри контурного, заводнения центральное внутриконтурное заводнение, сводовое (осевое), головнею, очаговое, площадное, избирательное.
Внутриконтурное нагнетание по сравнению с законтурным позволяет увеличить темп добычи нефти в среднем в 2—3 раза, снижает расход нагнетаемой воды, уменьшает утечку воды, ускоряет ввод залежи в разработку, облегчает обустройство промысла.