15. Разработка нефтяных месторождений системой нагнетательных скважин

Системы разработки залежей классифицируют в зависимости от размещения скважин и вида энергии, используемой для перемещения нефти. Системы разработки с размещением скважин по равномерной сетке различают: по форме сетки; по плотности сетки; по темпу ввода скважин в работу; по порядку ввода скважин в работу относительно друг друга и структурных элементов залежи. Сетки по форме бывают квадратными и треугольными (шестиугольными).

Системы разработки с размещением скважин по неравномерной сетке аналогично различают: по плотности сетки; по темпу ввода скважин в работу (ввода рядов скважин — работают один ряд, два, три); по порядку ввода скважин в работу.

В зависимости от вида энергии, используемой для перемещения нефти, различают: системы разработки нефтяных залежей при естественных режимах, когда используется только естественная пластовая энергия (т. е. системы разработки без поддержания пластового давления); системы разработки с поддержанием пластового давления, когда применяются методы регулирования баланса пластовой энергии путем искусственного се пополнения.

1. Законтурное заводнение, при котором воду закачивают в ряд нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности на расстоянии 100—1000 м. Его применяют на объектах с малорасчлененными по толщине продуктивными пластами, обладающими сравнительно высокой гидропро-водностью, при небольшой ширине залежей (до 4—5 км, а при наиболее благоприятном строении пластов и более).

2. Приконтурное заводнение, когда нагнетательные скважины размещают в водонефтяной зоне в непосредственной близости от внешнего контура нефтеносности.

3. Внутриконтурное заводнение, которое применяют в основном на объектах с большими площадями нефтеносности (сотни квадратных километров и более). При законтурном заводнении одновременно может работать не более трех рядов скважин вследствие экранирования работы внутренних рядов внешними.

Очаговое заводнение может применяться в качестве самостоятельного при разработке залежей нефти в резко неоднородных и прерывистых пластах и в качестве вспомогательного заводнения в сочетании с законтурным и особенно внутриконтурным заводнением для выработки запасов нефти из участков, не охваченных основными системами.

Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной закачкой рабочего агента в залежь по всей площади ее нефтеносности. Площадные системы заводнения по числу скважинно-точек каждого элемента залежи с расположенной в его центре одной добывающей скважиной могут быть четырех-, пяти-, семи- и девятиточечной и линейной системам.

19. Время начала заводнения залежей и уровень поддержания пластового давления.

В нашей стране в подавляющем большинстве случаев заводнение нефтяных месторождений осуществляется с самого начала разработки. Период, при котором нефтяное месторождение работает при естественных режимах обычно бывает кратковременным и определяется сроком строительства  нефтепромысла и создания системы нагнетания воды. Это позволяет иметь 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.

            В США заводнение нефтяных месторождений в большинстве случаев применяется на сравнительно поздней стадии разработки. Нефтяные фирмы США осуществляют сначала добычу нефти на естественных режимах (первичная добыча) и после значительного истощения природной энергии осуществляется заводнение нефтяной залежи (вторичная добыча).

            В период первичной добычи из пласта извлекалось обычно 5-10% от геологических запасов нефти. Такой подход к разработке месторождений в США обусловлен тем, что нефтяные компании стремятся не вкладывать дополнительного капитала на создание системы заводнения, пока месторождения выгодно разрабатывались на истощение и таким образом получать необходимую прибыль на вложенный начиная в кратчайший период. Разработка месторождений на истощение пластовой энергии обеспечивает вначале высокие темпы разработки и быструю окупаемость капитальных вложений. Кроме того, разработка залежей на истощение позволяет изучить строение пластов и приступать к осуществлению заводнения при более полной информации о продуктивном пласте. При этом более полно используется природная пластовая энергия.

            Однако конечные показатели разработки месторождения при заводнении с начала разработки обычно более высокие, хотя они требуют значительных капитальных вложений в обустройство системы заводнения в более  ранний начальный период разработки месторождения.

       Если нефтяная залежь обладает аномально высоким пластовым давлением, то заводнение всегда осуществляется после снижения давления в залежи по крайней мере до гидростатического.

            С вопросом о времени начала заводнения нефтяных залежей тесно связан вопрос о роли частичного разгазирования нефти в пласте при снижении давления в пласте ниже давления насыщения. Следует подчеркнуть, что режим нефтяного пласта при этом будет водонапорный, но вытеснение нефти будет происходить в присутствии 3-ей фазы. Разгазирование нефти в пласте способствует уменьшению водонефтяного фактора и снижению продуктивности высокопроницаемых пропластков за счет уменьшения фазовой проницаемости для воды.

            Кроме того за фронтом вытеснения часть остаточной нефти оказывается замещенной пузырьками газа. За счет этих факторов можно получить увеличение нефтеотдачи на 5-10%.

            Величина оптимального снижения давления в пласте ниже давления насыщения зависит от характера изменения физических свойств нефти при ее разгазировании. Если при разгазировании ее вязкость возрастает значительно, то допустимо лишь незначительное (до 10%) снижение давления, если вязкость возрастает незначительно, то допустимо снижение давления до 20% от давления насыщения.

            Рациональный уровень давления в пласте при его разработки – один из важных вопросов технологии разработки нефтяной залежи.

            Поддержание пластового давления в залежи близким к первоначальному пластовому давлению имеет свои преимущества. При этом удается значительную часть добываемой нефти извлечь наиболее экономичным фонтанным способом, держать на устье скважин высокое давление, что позволяет применить наиболее эффективные системы сбора и внутрипромыслового транспорта нефти, не допускать снижения проницаемости пласта. Но высокое давление в пласте имеет и свои недостатки. В зонах нагнетания приходится держать давление выше первоначального, за счет этого появляются утечки воды в законтурную область и в другие пласты, а также возможно вытеснение нефти за контур нефтеносности, скважины во время ремонта приходится глушить соленой водой, что снижает их продуктивность, создаются проблемы бурения дополнительных скважин и при бурении скважин на нижележащие пласты, при этом мы отказываемся от возможного увеличения нефтеотдачи за счет частичного разгазирования нефти в пласте.

            Наоборот, разработка залежей нефти при низких пластовых давлениях имеет то преимущество, что мы немного увеличиваем нефтеотдачу за счет частичного разгазирования нефти в пласте, обходимся без глушения скважин во время их подземного ремонта, но при этом приходится эксплуатировать скважины механизированным способом, возможно, некоторое снижение проницаемости пласта за счет больших эффективных напряжений на скелет коллектора, усложняется система сбора нефти из скважин.

            В каждом конкретном случае необходимо изучить все плюсы и минусы эксплуатации залежи при высоких и низких давлениях в пласте для данного конкретного случая и выбрать оптимальный уровень давления в пласте, которое необходимо поддерживать в процессе эксплуатации.

    На эффективность вытеснения нефти водою влияет не только газонасыщенность пласта, но и начальная насыщенность пластов нефтью. Широкое различие насыщенностей пластов нефтью и связанной водой обусловлено разной их удельной поверхностью и распределением размера пор. Чем выше значение начальной водонасыщенности, тем ниже эффективность разработки таких нефтяных залежей.